La mayoría de los proyectos industriales de recuperación de calor en México no reducen el recibo de CFE. Reducen la cuenta de combustible. La energía que regresa de un intercambiador de calor es calor, y lo que ahorra es el gas natural o el gas LP que ya no tiene que quemarse. Un gerente de planta que aprueba el proyecto esperando un porcentaje de descuento en la cuenta de electricidad no lo encontrará ahí. La decisión aquí es acotada. Se reduce a decidir si conviene medir sus dos corrientes de escape más calientes antes del próximo ciclo de inversión, y qué debe registrar esa medición.

Dos variables deciden si vale siquiera la pena medir una corriente. La primera es la temperatura. El Departamento de Energía de Estados Unidos, en la evaluación tecnológica de recuperación de calor residual de su Quadrennial Technology Review 2015, clasifica el calor residual industrial en bandas, y trata de 450 a 1,200 grados Fahrenheit como grado medio y todo lo que está por encima de 1,200 grados como grado alto. La segunda variable son las horas de operación al año, porque la energía recuperada es una tasa multiplicada por tiempo. Un escape de horno a 900 grados que opera 8,000 horas al año y ese mismo escape operando un solo turno no son el mismo activo.

Esa misma evaluación del DOE ubica el calor desperdiciado en la industria de Estados Unidos por encima de una referencia de 300 grados Fahrenheit en 276 TBtu al año, frente a 1,478 TBtu al año medidos contra una referencia de 77 grados. A nuestro juicio, eso deja más del 80% del calor residual contabilizado por debajo de 300 grados. Ahí está la trampa del tema. El calor está en todas partes, el acero para moverlo es lo bastante barato como para cotizarlo, y el valor de lo que desplaza suele ser demasiado pequeño para sostener la inversión. La recuperación de calor es un proyecto de combustible. Solo la cogeneración y la recuperación en la reducción de presión producen salida eléctrica, y solo esas dos llegan a tocar la cuenta de CFE.

Qué supera el umbral para recuperación

El caso publicado más claro para una evaluación preliminar es el de un economizador de caldera. La Advanced Manufacturing Office del DOE, en el Steam Tip Sheet 3 de enero de 2012, señala que un economizador con frecuencia puede reducir el requerimiento de combustible de una caldera entre 5 y 10%. Su ejemplo desarrollado es una caldera de 45,000 libras por hora a 150 psig con una chimenea a 500 grados Fahrenheit, que opera 8,400 horas al año con combustible a un precio de 8.00 dólares por MMBtu. Con esos supuestos, el DOE reporta un ahorro anual de 386,400 dólares y un periodo de recuperación menor a dos años.

Dos de esos datos de entrada son los que una planta en México tiene que sustituir antes de que el ejemplo signifique algo. Sus horas de operación son suyas. Su precio de gas entregado no es el supuesto del DOE de 2012, y en la diferencia entre ambos se construyen la mayoría de los periodos de recuperación optimistas.

La revisión preliminar en sí toma una tarde. Liste cada corriente de escape por encima de 250 grados Fahrenheit. Registre su temperatura, su flujo y sus horas al año. Después nombre el combustible o el servicio que desplazaría el calor recuperado y el punto del proceso donde aterrizaría. Una corriente sin un sumidero dentro de la planta no tiene valor por caliente que esté, y ese es el modo de falla que una lectura de temperatura por sí sola no detecta. Esa es también la diferencia entre un recorrido por la planta y lo que una auditoría energética realmente busca. Los hornos de recalentamiento y las líneas de recocido continuo concentran las corrientes más grandes en un solo sitio, razón por la cual la recuperación de calor en operaciones siderúrgicas en México alcanza tamaños que las plantas de alimentos y automotrices rara vez ven.

El ahorro cae en la cuenta de gas

Convierta antes de comparar. Un gigajoule equivale a 277.8 kilowatts hora. Divida un precio de gas en pesos por gigajoule entre 277.8 y obtiene los pesos por kilowatt hora que vale el calor recuperado sobre una base térmica, antes de aplicar la eficiencia de la caldera o del quemador. Compare esa cifra con lo que le cuesta a la planta un kilowatt hora en el esquema Gran Demanda en Media Tensión Horaria de CFE, que cobra la energía por separado en los periodos punta, intermedio y base, y factura la demanda por encima.

Para la referencia de gas, la CRE ha publicado cada mes el Índice de Referencia Nacional de Precios de Gas Natural al Mayoreo desde el 18 de agosto de 2017, en pesos por gigajoule y en dólares por millón de Btu. La Administración de Información Energética de Estados Unidos describió el índice y su primer valor en una nota del 30 de agosto de 2017. El índice es una referencia de mayoreo. Un precio entregado suma transporte y comercialización, así que construya el caso sobre la factura y use el índice como verificación de razonabilidad.

Del lado eléctrico, el CENACE reporta un Precio Marginal Local promedio de 613.63 pesos por MWh en el mercado del día en adelantado para el Sistema Interconectado Nacional en la semana del 18 al 24 de agosto de 2024. El promedio en tiempo real de esa misma semana fue de 679.75 pesos por MWh. Esos son precios de energía únicamente. Una cuenta industrial de suministro carga por encima de ellos los cargos de capacidad, transmisión, distribución y operación. El diferencial exacto de un mes en particular no es el punto. El punto es que un intercambiador de calor se valora contra el primer número y nunca contra el segundo.

Una consecuencia debe quedar por escrito en la solicitud de inversión. Un intercambiador de calor en el horno de un taller de pintura no reduce en un solo kilowatt la demanda eléctrica de la planta. El componente de demanda del recibo no se mueve. Quien revise el caso desde finanzas y haya visto casos de solar y de eficiencia supondrá lo contrario a menos que el documento lo diga.

La ruta de cogeneración y lo que exige entrar en ella

La cogeneración es el caso en el que la energía recuperada sí se convierte en electricidad, y en México trae consigo sus propios permisos. Conforme a la Ley de la Industria Eléctrica, publicada en el DOF el 11 de agosto de 2014, una central eléctrica con capacidad de 0.5 MW o más requiere un permiso de generación de la CRE. El artículo 3 de la misma ley considera la cogeneración eficiente como energía limpia solo cuando el sistema cumple los criterios de eficiencia emitidos por la CRE y los criterios de emisiones fijados por la SEMARNAT.

La CRE actualizó los valores que sustentan esa prueba en el Acuerdo A/018/2023, publicado en el DOF el 26 de mayo de 2023 y en vigor desde el 29 de mayo de 2023. El acuerdo revisó los valores de eficiencia de referencia aplicables a cada rango de capacidad y los factores de pérdidas aplicables por nivel de tensión. En la práctica, eso significa que la acreditación es un cálculo sobre la producción medida de calor y de electricidad, no una etiqueta que viene con el equipo. Debe mantenerse, y define cómo se trata la producción eléctrica.

La decisión de cogeneración tiene entonces tres filtros y no uno. Está el caso térmico, que es el mismo caso que debe aprobar un economizador. Está el permiso de generación, que comienza en 0.5 MW. Y está la acreditación de eficiencia, que fija el valor de la producción. Dimensionar los tres a la vez es lo que separa un proyecto de cogeneración y su economía de un intercambiador de calor con una lista de materiales más larga.

Qué se degrada y cuánto cuesta operarlo

El equipo de recuperación agrega superficie, y la superficie se ensucia. En un escape sucio, el particulado y el hollín se acumulan del lado de gas del intercambiador y la transferencia de calor cae mucho antes de que algo sea visible. El indicador que lo revela es el diferencial de temperatura a través del equipo. Registre entrada y salida en ambos lados desde la puesta en marcha, y tome un diferencial que cae con carga constante como el disparador de limpieza, en lugar de esperar un intervalo de calendario.

Otros dos costos de operación deben estar en el modelo. Un intercambiador aumenta la caída de presión en la trayectoria de escape, lo que carga al ventilador de tiro inducido y puede obligar a redimensionarlo. Y los gases de combustión enfriados lo suficiente se condensan, lo que convierte el ataque ácido en una cuestión de selección de materiales y no de mantenimiento. Ninguno de los dos es razón para omitir el proyecto. Ambos son razones para que la partida de mantenimiento del modelo no sea cero.

Dónde se refleja esto en los reportes

Un proyecto de recuperación no cumple por sí solo ninguna obligación en México, y ningún artículo debería sugerir que sí. Lo que sí cambia es lo que reporta un sitio grande. Los criterios de la Conuee para Usuarios de Patrón de Alto Consumo, publicados en el DOF el 15 de noviembre de 2018, alcanzan a los usuarios que consumen más de 45 GWh de electricidad o más de 100,000 barriles equivalentes de petróleo en combustible al año. Esos usuarios reportan a la Conuee datos de producción, importación, exportación y consumo entre el 1 de marzo y el 30 de junio de cada año, junto con las medidas de ahorro de energía que llevaron a cabo y los resultados que produjeron esas medidas. La medición que necesita un caso de periodo de recuperación es la misma medición que necesita ese reporte.

Determine si vale la pena recuperar su calor residual

Mexico Energy Partners mide la temperatura y el flujo de las principales corrientes de escape de una planta e identifica cuáles de ellas superan el umbral de recuperación. La revisión indica qué desplazaría la energía recuperada y a qué costo unitario, y después entrega un rango de costo instalado y un rango de periodo de recuperación. Para comenzar, usted aporta doce meses de facturas de electricidad y de combustible, el diagrama de flujo de proceso y las horas de operación anuales del equipo que produce el escape. No cotizamos un porcentaje antes de medir las corrientes, y el primer resultado que usted recibe es el inventario de corrientes, no una propuesta.

Fuentes

• Departamento de Energía de Estados Unidos, Quadrennial Technology Review 2015, Waste Heat Recovery Systems technology assessment, 2015. Bandas de temperatura del calor residual y las cifras anuales de 276 TBtu y 1,478 TBtu a las temperaturas de referencia de 300 y 77 grados Fahrenheit.
• Departamento de Energía de Estados Unidos, Advanced Manufacturing Office, Use Feedwater Economizers for Waste Heat Recovery, Steam Tip Sheet 3, enero de 2012. Rango de ahorro de combustible del economizador, ejemplo desarrollado y periodo de recuperación.
• Congreso de la Unión, Ley de la Industria Eléctrica, DOF, 11 de agosto de 2014. Umbral de permiso de generación de 0.5 MW y el tratamiento de la cogeneración eficiente como energía limpia.
• Comisión Reguladora de Energía, Acuerdo A/018/2023, DOF, 26 de mayo de 2023. Valores de eficiencia de referencia y factores de pérdidas actualizados para sistemas de cogeneración.
• CENACE, Reporte semanal del Mercado Eléctrico Mayorista, Sistema Interconectado Nacional, semana 34 de 2024, del 18 al 24 de agosto de 2024. Precios marginales locales promedio en los mercados del día en adelantado y de tiempo real.
• Administración de Información Energética de Estados Unidos, Mexico publishes first monthly natural gas price index after moving to competitive market, 30 de agosto de 2017. Fecha de inicio, unidades y construcción del IPGN.
• Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía, Disposiciones administrativas que establecen los criterios para determinar cuándo un usuario cuenta con un patrón de alto consumo de energía, DOF, 15 de noviembre de 2018. Umbrales de UPAC y periodo anual de reporte.