Un sitio industrial en México facturado con factor de potencia de 0.85 paga un recargo de 3.5% sobre la totalidad de su recibo de CFE. Ese mismo sitio en 0.95 recibe en cambio una bonificación de 1.3%. Esa diferencia equivale a 48,000 pesos al mes por cada millón de pesos de facturación mensual, y proviene de una fórmula publicada en el DOF el 31 de octubre de 2000 que CFE sigue aplicando a las cuentas de media tensión.
El factor de potencia es solo la mitad visible. La otra mitad es el Código de Red, emitido por la Comisión Reguladora de Energía como RES/151/2016 y publicado en el DOF el 8 de abril de 2016. La CRE lo reexpidió como RES/550/2021, publicada en el DOF el 31 de diciembre de 2021 y vigente desde el 1 de enero de 2022. Obliga a todo centro de carga conectado por encima de 1 kV, sea cual sea la demanda contratada y sea cual sea el esquema de suministro. Los centros de carga ya conectados en abril de 2016 tenían, conforme a esa resolución, hasta el 9 de abril de 2019 para acreditar el cumplimiento o presentar un programa de trabajo firmado.
La decisión, entonces, es acotada y corresponde a quien autoriza la inversión de capital. O se contrata el estudio de medición y se presupuesta el trabajo correctivo, o se carga con una exposición abierta que el artículo 165 de la Ley de la Industria Eléctrica ubica entre 50,000 y 200,000 UMA. Con la UMA diaria de 2024 en 108.57 pesos, ese rango va de 5.4 millones a 21.7 millones de pesos.
Qué exige en realidad el Código de Red
La CRE emitió el código y tiene la facultad de vigilar su cumplimiento y de sancionar. El CENACE opera el sistema y el mercado, y no sanciona los centros de carga. La distinción importa cuando una planta recibe un oficio y debe definir a quién le está respondiendo.
El alcance lo define la tensión de conexión, no el giro industrial. Media tensión significa por encima de 1 kV y hasta 35 kV. Alta tensión significa 35 kV y más. En términos tarifarios de CFE, el código comprende GDMTO y GDMTH, ambas definidas en el Acuerdo A/039/2021 de la CRE como demanda superior a 25 kW al mes en media tensión, además de las categorías industriales DIST en subtransmisión y DIT en 220 kV y más. Un sitio en PDBT o GDBT está en baja tensión y queda fuera. Si busca la regulación misma y no un resumen, nuestro artículo anterior sobre qué exige el Código de Red a los consumidores industriales recorre las obligaciones en orden.
Los requisitos son límites de desempeño en el punto de conexión. No son una lista de equipos. La CRE detalla las familias de requisitos en su guía sobre los requerimientos técnicos aplicables a Centros de Carga.
| Familia de requisitos | Media tensión | Alta tensión |
|---|---|---|
| Variación de tensión y tensión transitoria | Sí | Sí |
| Variación de frecuencia | Sí | Sí |
| Cortocircuito, protecciones y control | Sí | Sí |
| Intercambio de información | Sí | Sí |
| Desbalance de corriente | Sí | Sí |
| Factor de potencia | No | Sí |
| Distorsión armónica de corriente | No | Sí |
La guía señala que el análisis de calidad de la energía debería realizarse con instrumentos Clase A conforme a la NMX-J-610/4-3-ANCE o la IEC 61000-4-30. Esa sola línea define el costo del estudio, porque usar instrumentación Clase A y registrar una semana completa en la acometida es un trabajo distinto de una lectura puntual con amperímetro de gancho.
En el mercado circulan dos afirmaciones que quien controla el presupuesto debería rechazar. La primera es que el código obliga a la planta a instalar bancos de capacitores y estabilizadores de tensión. No lo hace. Fija parámetros y deja la ruta a criterio del sitio. La segunda es que solo un inspector autorizado puede firmar el expediente. La CRE no autoriza ni certifica inspectores para estos estudios, y su guía indica con claridad que los estudios eléctricos y de calidad de la energía pueden ser realizados por el propio centro de carga o por empresas especializadas.
Dónde aparece la calidad de la energía en el recibo de CFE
El cargo por factor de potencia es la parte que un director de finanzas puede verificar esta misma semana sin contratar nada. Conforme a las disposiciones complementarias publicadas en el DOF el 31 de octubre de 2000, el suministrador aplica un recargo al importe facturado cuando el factor de potencia medido cae por debajo de 90%. El recargo es 3/5 x ((90 / FP) - 1) x 100, con tope de 120%. En 90% o más, el suministrador debe una bonificación de 1/4 x (1 - (90 / FP)) x 100, con tope de 2.5%.
Haga la aritmética y las cifras dejan de ser abstractas. Con factor de potencia de 0.85 el recargo es 3.5% del total del recibo. Con 0.80 es 7.5%. Con 0.75 es 12%. Son porcentajes del recibo completo, no de algún concepto de energía reactiva, y se aplican todos los meses en que el promedio se mantenga en ese nivel.
La física detrás del cargo cambia lo que conviene corregir. La demanda reactiva eleva la corriente necesaria para entregar la misma carga activa. Pasar de 0.95 a 0.85 de factor de potencia eleva la corriente en 11.8%, y las pérdidas resistivas en los propios cables y devanados de transformador de la planta suben alrededor de 25%, porque esas pérdidas crecen con el cuadrado de la corriente. El medidor factura esos kilowatts hora adicionales. El transformador opera más caliente por ellos.
A qué expone el incumplimiento
El artículo 165 de la Ley de la Industria Eléctrica, publicada en el DOF el 11 de agosto de 2014, contiene las sanciones. La fracción II cubre la inobservancia de las disposiciones sobre calidad, confiabilidad, continuidad y seguridad del Sistema Eléctrico Nacional, con 50,000 a 200,000 unidades de salario mínimo. Esas referencias se leen en UMA desde el decreto constitucional publicado en el DOF el 27 de enero de 2016 y la Ley para Determinar el Valor de la UMA publicada el 30 de diciembre de 2016. El INEGI fijó la UMA diaria de 2024 en 108.57 pesos en el DOF del 10 de enero de 2024.
Con qué frecuencia la CRE ha aplicado en efecto ese rango a un centro de carga no es información pública. No se publica registro alguno de sanciones del Código de Red por centro de carga. A nuestro juicio, el tratamiento honesto es el de una exposición contingente acotada y no el de un costo probable, que aun así es una cifra que puede presentarse al consejo.
Lo que cuesta un hueco de tensión
Las multas son la cola de la distribución. El costo recurrente es la interrupción del proceso, y la mayor parte de ese costo nunca aparece como una falla de suministro. Un hueco de tensión de unos cuantos ciclos dispara contactores, variadores de frecuencia y PLC igual que lo haría una pérdida de suministro. La planta registra un paro de causa desconocida. La empresa suministradora no registra nada, porque el suministro nunca se perdió. La medición Clase A en la acometida es lo que distingue una cosa de la otra, y es la misma medición que el código ya exige.
En México no se publican datos de costo de interrupción a nivel planta. La referencia fechada más cercana es estadounidense. Lawrence Berkeley National Laboratory, en el reporte LBNL-6941E de enero de 2015, situó el costo promedio ponderado de una interrupción momentánea para usuarios comerciales e industriales medianos y grandes en 12,952 dólares estadounidenses, y el de una interrupción de una hora en 17,804 dólares, ambos en dólares de 2013. Léalos como un orden de magnitud de otro mercado, no como una cifra mexicana.
El suministro renovable no resuelve nada de esto
El abastecimiento y la calidad de la energía se confunden con frecuencia, y esa confusión sale cara. Un contrato corporativo de compraventa de energía en México cambia dónde se contrata el suministro y a qué precio. No cambia nada respecto de los huecos de tensión, el desbalance de corriente ni los armónicos dentro de la planta. Donde la generación solar en sitio sí toca el código es en el punto de acoplamiento común, porque los inversores inyectan corriente armónica, y un centro de carga en alta tensión tiene un límite de distorsión armónica al que su arreglo fotovoltaico ahora contribuye.
El orden también importa. Un estudio de código mide parámetros fijos en el punto de conexión frente a límites fijos. Una auditoría revisa el consumo y el proceso y responde una pregunta distinta, como lo expone nuestra nota sobre qué cubre una auditoría energética. Para un sitio por encima de 1 kV que nunca ha sido medido, el estudio de código va primero, porque su resultado acota lo que la auditoría puede recomendar con sentido.
Qué hacer con esto
Reúna doce meses de recibos de CFE y lea el renglón de factor de potencia. Por debajo de 90%, el recargo ya se está pagando, y el periodo de recuperación de la corrección es cuestión de aritmética, no de pronóstico. Por encima de 90%, la bonificación tiene un tope de 2.5%, de modo que no existe un argumento de facturación para perseguir un factor de potencia unitario.
Después lea la tensión de conexión en el contrato de suministro. Por encima de 1 kV el código aplica y la fecha del 9 de abril de 2019 quedó atrás hace tiempo, así que la pregunta vigente es qué evidencia tiene el sitio. Una planta sin expediente de medición Clase A no tiene ninguna.
Presupueste la medición antes de la remediación. Un estudio que encuentra el sitio dentro de los límites cierra el expediente. Un estudio que encuentra un incumplimiento nombra el parámetro y el margen, que es lo que convierte una solicitud de inversión de capital en una cifra defendible en lugar de una propuesta.
Revise su centro de carga frente al Código de Red
Envíe la capacidad contratada y la categoría tarifaria, el diagrama unifilar y doce meses de recibos de CFE con el factor de potencia y la demanda facturada. Mexico Energy Partners devuelve una opinión de alcance sobre si el centro de carga queda comprendido en el código, los parámetros que habría que medir, un costo indicativo del estudio y un plazo esperado. No se promete nada sobre ahorros ni sobre el resultado de una medición que no se ha realizado.
Fuentes
- Comisión Reguladora de Energía, 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", DOF, 8 de abril de 2016.
- Comisión Reguladora de Energía, RES/550/2021, "Código de Red", DOF, 31 de diciembre de 2021. Código reexpedido, vigente desde el 1 de enero de 2022.
- Comisión Reguladora de Energía, "Guía sobre los requerimientos técnicos del Código de Red aplicables a Centros de Carga", versión 2, gob.mx, sin fecha.
- Secretaría de Hacienda y Crédito Público, "Acuerdo que modifica las disposiciones complementarias a las tarifas para suministro y venta de energía eléctrica", DOF, 31 de octubre de 2000.
- Ley de la Industria Eléctrica, artículo 165, DOF, 11 de agosto de 2014.
- Decreto de reforma constitucional en materia de desindexación del salario mínimo, DOF, 27 de enero de 2016.
- Ley para Determinar el Valor de la Unidad de Medida y Actualización, DOF, 30 de diciembre de 2016.
- INEGI, "Unidad de Medida y Actualización", DOF, 10 de enero de 2024.
- Comisión Reguladora de Energía, Acuerdo A/039/2021 sobre las tarifas finales de CFE Suministrador de Servicios Básicos para 2022, DOF, 28 de enero de 2022.
- M. J. Sullivan, J. Schellenberg y M. Blundell, "Updated Value of Service Reliability Estimates for Electric Utility Customers in the United States", LBNL-6941E, Lawrence Berkeley National Laboratory, enero de 2015.