En un suministro de CFE en media tensión, el cargo por demanda lo determina un solo intervalo de quince minutos. CFE factura la demanda máxima medida, el promedio de kW más alto registrado en cualquier ventana de quince minutos del periodo de facturación, y esa única ventana fija un cargo que el sitio paga durante todo el mes. Un submedidor no lo reduce. Lo que hace un submedidor es mostrar qué cargas estaban operando dentro de esa ventana, que es la única forma confiable de decidir qué mover.
Ese es el argumento a favor de la submedición en México, y es más acotado de lo que sugiere la publicidad. La medición en sí misma no devuelve nada. La propia guía del Departamento de Energía de Estados Unidos lo dice de forma directa: "la medición por sí sola no ahorra energía, agua ni dólares", en el PNNL-23892, Release 3.0, publicado en marzo de 2015. El retorno proviene de los cambios operativos que los datos sustentan, y en un recibo industrial mexicano esos cambios se reflejan primero en los renglones de demanda y no en los kWh.
La decisión, entonces, es dónde colocar los medidores y cuántos son suficientes. Mida a nivel de equipo en las cargas capaces de mover el pico de quince minutos. Mida por zona solo cuando el propósito sea asignar costos entre arrendatarios o centros de costo, lo que mueve el costo entre presupuestos sin bajar lo que el sitio paga.
Qué cobra el recibo de CFE y sobre qué base
La definición de quince minutos está escrita en la tarifa mexicana misma. La cantidad facturada es "la demanda máxima medida en el periodo de facturación, durante cualquier intervalo de 15 minutos, en el cual el consumo de energía eléctrica sea mayor que en cualquier otro intervalo de 15 minutos". El tutorial de campo de 2015 sobre tarifas eléctricas mexicanas publicado por COMPITE junto con la GIZ recoge esa redacción para los esquemas de media tensión que precedieron a GDMTO y GDMTH. La ventana de integración de quince minutos sobrevivió a la reestructuración de diciembre de 2017, pero conforme al Acuerdo A/039/2021 de la CRE, publicado en el DOF el 28 de enero de 2022, la demanda facturada es la menor entre ese máximo medido y la demanda máxima asociada al consumo del periodo.
La estructura difiere entre las dos tarifas de media tensión en las que se ubica la mayoría de las plantas. Ambas tienen dos cargos por demanda, capacidad y distribución. GDMTO factura una sola tarifa de energía y asigna ambos cargos por demanda al máximo medido del mes. GDMTH divide la energía en periodos base, intermedio y punta, y asigna el cargo de capacidad a la demanda coincidente con la ventana de punta, mientras que el de distribución sigue el máximo del mes, de modo que una planta en esa tarifa tiene dos picos distintos que administrar y rara vez coinciden en el mismo intervalo.
Un tercer renglón responde a una variable distinta. Cuando el factor de potencia medido del periodo cae por debajo de 90%, el suministrador aplica al importe facturado un recargo de 3/5 x ((90 / FP) - 1) x 100. La disposición que fija esa fórmula se publicó en el Diario Oficial de la Federación el 31 de octubre de 2000. Los submedidores que registran energía reactiva ubican la carga responsable. El medidor principal solo informa que el conjunto del sitio se encuentra por debajo del umbral.
Antes de leer cualquier propuesta de proveedor, calcule su propio costo marginal de un kilowatt. Tome los importes en pesos de capacidad y distribución del recibo del mes anterior, divida cada uno entre los kW sobre los que se facturaron y súmelos. Esa cifra es lo que vale un kW de pico evitado, cada mes en que el pico se repita. Una propuesta de medición tiene que superar ese número, no un porcentaje tomado de una lámina.
Qué dice la evidencia sobre los ahorros
La cifra de 20% que circula en la literatura sobre medición tiene un origen rastreable, y conviene leerla completa antes de tomarla como base de un plan. El PNNL-23892 reúne resultados de varios programas estadounidenses. Un piloto de la California Energy Commission reportó 10% menos consumo de energía y 5% menos demanda en periodo de punta. EnerNOC reportó una reducción de 11 a 20% en el consumo visible desde el flujo de datos de monitoreo. Los datos de Portland Energy Conservation mostraron 12 a 20% menos consumo de energía. La guía resume el rango como mejoras de eficiencia de 10 a 20% donde los cambios indicados efectivamente se realizaron.
Esas cifras vienen con tres límites. Corresponden al parque inmobiliario estadounidense, no a carga industrial mexicana. Son reducciones de energía, que es la mitad más débil de un recibo mexicano. Y el mismo documento señala que, si no hay acción después del análisis, no debería esperarse una reducción duradera. Tome el 10 a 20% como evidencia de que el mecanismo funciona en algún lado, no como una cifra para incluir en una solicitud de inversión de capital en México.
Dónde van los medidores
Ordene las cargas por prioridad antes de especificar nada. Enliste cada carga que supere alrededor de 5% de la demanda máxima facturada y después califique cada una por kW nominales frente a la probabilidad de que opere dentro de la ventana de punta. Los compresores de aire, los chillers, los hornos eléctricos, las prensas de inyección y los bancos de carga de baterías son los candidatos habituales, porque son grandes y sus horarios se pueden mover. En los planes de medición que especifica Mexico Energy Partners, la meta de diseño es un residual sin medir por debajo de 15% de la demanda máxima facturada, que normalmente basta para atribuir un pico sin medir cada tablero de la planta.
El intervalo de registro decide si los datos pueden responder la pregunta. Registre a un minuto o menos y agregue en ventanas de quince minutos alineadas con el reloj del propio medidor de la suministradora. Los datos registrados en fronteras de quince minutos que no coincidan con las fronteras de CFE mostrarán un pico verosímil que no es el facturado, y las dos cargas que en realidad se traslaparon quedarán invisibles. La sincronización horaria es la parte más barata de la especificación y la que con más frecuencia se omite, un punto que tratamos con más detalle en nuestra nota anterior sobre monitoreo de energía e IoT.
El control automatizado solo merece especificarse cuando la acción está nombrada. Un umbral en la acometida que desconecte una carga determinada, una etapa de compresor o un chiller, cuando el promedio móvil de quince minutos se acerca al máximo acumulado del mes, evita una excursión. Evitar una excursión en la ventana de punta es la totalidad del ahorro en el cargo de capacidad de ese mes. Los controles redactados como "optimizar el uso de energía en respuesta a datos en tiempo real" no sobreviven al contacto con un programa de producción.
Asignar costos no es ahorrar
La medición por zona para recuperación interna de costos cambia qué presupuesto carga con el costo. A nivel de la entidad no se ha ahorrado nada hasta que la carga efectivamente se mueve, y los casos de negocio de medición en México fallan en este punto con más frecuencia que en cualquier otro. Presente la asignación de costos como un beneficio de gobierno interno y valórela en cero.
Facturar a un arrendatario a partir de un submedidor es otro asunto. Eso es una transacción comercial, y los instrumentos usados en transacciones comerciales quedan sujetos al marco de metrología legal de México, establecido por la Ley de Infraestructura de la Calidad publicada en el DOF el 1 de julio de 2020. Un medidor instalado para visibilidad de ingeniería no es automáticamente apto para facturar a un tercero. Defina a qué propósito sirve el instrumento antes de comprarlo, porque la especificación no es la misma.
Qué genera en realidad una obligación de medición
El cumplimiento en esta materia se atribuye con regularidad a la Ley de Transición Energética. Esa ley fija las metas nacionales de energías limpias y el marco del programa nacional de eficiencia. No obliga a un inmueble ni a una planta a instalar un submedidor.
El instrumento que sí impone medición a un centro de carga es el Código de Red, emitido por la Comisión Reguladora de Energía como resolución RES/151/2016, publicada en el DOF el 8 de abril de 2016, y reexpedido como RES/550/2021, publicada en el DOF el 31 de diciembre de 2021 y vigente desde el 1 de enero de 2022. La CRE tiene la facultad de vigilar el cumplimiento y de sancionar. El CENACE opera el sistema y el mercado, y no emite ni hace cumplir el código. Alcanza los centros de carga en media tensión, por encima de 1 kV y hasta 35 kV, y en alta tensión, de 35 kV en adelante, sin importar la demanda contratada ni el esquema de suministro. Los centros de carga conectados antes del 8 de abril de 2016 tenían hasta el 9 de abril de 2019 para cumplir con la resolución de 2016. Se espera que los estudios utilicen instrumentos Clase A conforme a la NMX-J-610/4-3-ANCE o la IEC 61000-4-30, y la CRE no autoriza ni certifica empresas para realizarlos, sea lo que sea que una cotización sugiera sobre verificadores aprobados. Nuestra nota aparte detalla las obligaciones del Código de Red para los centros de carga.
Mantenga los dos proyectos separados en el presupuesto. Un registrador de calidad de la energía Clase A responde al código de red. Un sistema de submedición responde al cargo por demanda. Ninguno sustituye al otro, y un proveedor que ofrece un solo instrumento para ambas preguntas está respondiendo solo una de ellas.
Cómo construir el caso de negocio
El costo instalado por punto de medición no se publica en México y varía según el acceso a los transformadores de corriente, el espacio en tableros, los tendidos de cable y si la planta ya cuenta con una red que transporte los datos. Solicite dos cotizaciones sobre la misma lista de puntos en lugar de trabajar con una referencia de mercado. Después aplique una sola prueba. Multiplique los kW de pico que el plan pueda nombrar y desplazar de forma demostrable por el peso por kW de su propio recibo, multiplique por doce y compárelo con el costo instalado según el umbral de recuperación de la planta.
Si el plan no puede nombrar las cargas que pretende desplazar, es un proyecto de visibilidad y no un proyecto de ahorro. Fináncielo como tal, con una cifra menor y un alcance más corto. Y asigne un responsable único de los datos antes de ordenar los medidores. Los servicios de monitoreo de energía que no le reportan a nadie en particular dejan de leerse en un trimestre, y el recibo regresa a lo que era.
Revise su plan de medición frente a su recibo de CFE
Mexico Energy Partners revisa los planes de medición frente al recibo que pretenden mover. Envíe doce meses de recibos de CFE, el diagrama unifilar de la planta y una lista de las cargas por encima del umbral que usted utilice, con sus horarios de operación. Recibirá una lista de puntos de medición ordenada por contribución a la demanda máxima facturada, la especificación de intervalo y sincronización que deben cumplir los datos y una estimación de costo instalado para contrastarla con su propia regla de recuperación. No se cotiza ningún ahorro antes de ordenar las cargas por prioridad.
Fuentes
- Pacific Northwest National Laboratory para el U.S. Department of Energy, "Metering Best Practices: A Guide to Achieving Utility Resource Efficiency, Release 3.0", PNNL-23892, marzo de 2015. La afirmación de que la medición por sí sola no ahorra nada, y los resultados de los programas detrás del rango de 10 a 20%.
- COMPITE y Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit, "Tarifas Eléctricas: Tutorial para el trabajo en campo", 2015. La base de quince minutos de la demanda máxima medida en los esquemas de media tensión que precedieron a GDMTO y GDMTH.
- Comisión Reguladora de Energía, Acuerdo A/039/2021 y su Anexo Único, Diario Oficial de la Federación, 28 de enero de 2022. Cargos de distribución y de capacidad facturados sobre demanda para GDMTO y GDMTH. El cargo de capacidad asignado a la demanda coincidente con punta en GDMTH y a la demanda máxima en GDMTO. La demanda facturada como la menor entre el máximo medido y la demanda máxima asociada al consumo del periodo.
- Secretaría de Hacienda y Crédito Público, "Acuerdo que modifica las disposiciones complementarias a las tarifas para suministro y venta de energía eléctrica", Diario Oficial de la Federación, 31 de octubre de 2000. La fórmula del recargo por factor de potencia y el umbral de 90%.
- Comisión Reguladora de Energía, resolución RES/151/2016, "Disposiciones administrativas de carácter general que contienen los Criterios de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional: Código de Red", Diario Oficial de la Federación, 8 de abril de 2016. Reexpedida como resolución RES/550/2021, Diario Oficial de la Federación, 31 de diciembre de 2021, vigente desde el 1 de enero de 2022. Léase junto con la guía de la CRE sobre los requerimientos técnicos aplicables a Centros de Carga. Alcance por tensión de conexión, instrumentación Clase A y la fecha de cumplimiento del 9 de abril de 2019 conforme a la resolución de 2016.
- "Ley de Infraestructura de la Calidad", Diario Oficial de la Federación, 1 de julio de 2020. El marco de metrología legal de México para los instrumentos utilizados en transacciones comerciales.