El Código de Red obliga a todo centro de carga que toma energía por arriba de 1 kV. La demanda contratada no exenta a un sitio. El esquema de suministro tampoco lo exenta, ni lo exenta un historial de pago impecable con CFE. Solo las conexiones en baja tensión, de 1 kV o menos, quedan fuera del instrumento. Es una regla de la CRE, no del CENACE, y la CRE es el organismo que multa a una planta por incumplirla.
El rango de la multa es amplio. El artículo 165 de la Ley de la Industria Eléctrica, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 11 de agosto de 2014, fija sanciones de 50,000 a 200,000 unidades de medida y actualización por no observar las disposiciones administrativas emitidas conforme a la ley. El INEGI fijó el valor diario de la UMA para 2024 en 108.57 pesos en su comunicado del 9 de enero de 2024. Eso sitúa el rango entre 5.4 millones y 21.7 millones de pesos.
La CRE no publica un registro de centros de carga sancionados, de modo que nadie fuera del organismo puede afirmar con qué frecuencia se impone la multa. Esa incertidumbre explica por qué el expediente queda hasta el final de la lista en la mayoría de las plantas. No es razón para dejarlo ahí. La pregunta que enfrenta un gerente de planta es si financia el trabajo de medición en este ejercicio presupuestal o si arrastra la exposición al siguiente.
Quién lo emitió y quién lo hace cumplir
La CRE emitió el primer Código de Red como resolución RES/151/2016, publicada en el DOF el 8 de abril de 2016. La CRE lo sustituyó con la RES/550/2021, publicada en el DOF el 31 de diciembre de 2021 y en vigor desde el 1 de enero de 2022. Ambos instrumentos son Disposiciones Administrativas de Carácter General y en ambos recae la facultad de verificación y sanción de la CRE.
Con frecuencia se atribuye al CENACE la autoría de la regla y la imposición de la multa. No le corresponde ninguna de las dos. El CENACE opera el Sistema Eléctrico Nacional y administra el Mercado Eléctrico Mayorista. No emite el Código de Red ni sanciona a los centros de carga por incumplirlo. Si una propuesta o un memorando interno afirma lo contrario, conviene releer el resto de ese documento.
Qué exige en realidad la CRE
La obligación es técnica y se acredita con mediciones. La guía de la CRE para centros de carga agrupa los requisitos por tensión de conexión. Un sitio en media tensión, por arriba de 1 kV y hasta 35 kV, debe acreditar variación de tensión, tensión transitoria, variación de frecuencia, comportamiento ante cortocircuito, protecciones, sistemas de control, intercambio de información y desbalance de corriente. Un sitio en alta tensión, de 35 kV en adelante, carga con todo lo anterior y suma factor de potencia, distorsión armónica de corriente y flicker de tensión. El factor de potencia es el único parámetro que alcanza también a la media tensión, porque la RES/550/2021 lo extendió a los sitios en media tensión con demanda contratada de 1 MW o más.
La RES/550/2021 puso una cifra a la obligación de factor de potencia. Un centro de carga debe mantener el factor de potencia entre 0.95 en atraso y 1.0 en el punto de conexión, durante al menos 95% del tiempo de operación mensual, medido en intervalos de cinco minutos. La CRE hizo exigible ese requisito de factor de potencia al 8 de abril de 2026, y alcanza a los sitios en media tensión con demanda contratada de 1 MW o más y a todos los sitios en alta tensión.
La medición en sí está acotada. Los estudios deben sustentarse en instrumentos Clase A conforme a la NMX-J-610/4-3-ANCE o a la IEC 61000-4-30. Un registrador portátil del almacén de mantenimiento no produce un expediente defendible. Ese solo requisito convierte al Código de Red de un trámite documental en un tema de compras. Los analizadores Clase A se rentan o se compran, se instalan en la acometida y se dejan colocados el tiempo suficiente para capturar un ciclo de producción representativo.
El plazo que ya venció
Los centros de carga energizados antes del 8 de abril de 2016 tenían hasta el 9 de abril de 2019 para cumplir conforme al código original. Cuando un sitio no cumplía a esa fecha, la CRE exigía un plan de trabajo firmado por el representante legal antes del vencimiento. Los sitios que no presentaron ninguno de los dos no compraron un periodo de gracia. Abrieron un incumplimiento que corre desde abril de 2019.
Esta es la parte que sorprende al área de finanzas. No existe un ciclo anual de presentación que reinicie el reloj ni una fecha de renovación que concentre la atención. La obligación es continua. Una planta que incorpora un conjunto de variadores de frecuencia, energiza solar en techo detrás del medidor o pone en marcha un horno nuevo modificó el comportamiento eléctrico que describía su último estudio. El estudio quedó desactualizado sin importar lo que diga la portada.
Lo que cuesta cuando el factor de potencia se cae
La multa del Código de Red es el riesgo de cola. El cargo por factor de potencia en el recibo de energía eléctrica de CFE es el riesgo vivo, y corre todos los meses.
CFE lo aplica conforme al Acuerdo que modifica las disposiciones complementarias a las tarifas para suministro y venta de energía eléctrica, publicado en el DOF el 31 de octubre de 2000. Por debajo de 90%, el recargo es 3/5 x ((90 / FP) - 1) x 100, expresado como porcentaje del importe facturado. En 90% o más, el usuario obtiene una bonificación de 1/4 x (1 - (90 / FP)) x 100. El acuerdo limita el recargo a 120% y la bonificación a 2.5%.
Aplique esa fórmula a un recibo real antes de la siguiente junta de presupuesto. Un sitio en 0.85 carga un recargo de 3.5% del importe facturado. En 0.80 es de 7.5%. En 0.75 es de 12%. Tome como ejemplo una planta con una facturación de CFE de 4 millones de pesos al mes. Llevar ese sitio de 0.80 a 0.95 valdría alrededor de 353,000 pesos al mes con la fórmula publicada, 300,000 de recargo evitado y 53,000 de bonificación obtenida.
Los bancos de capacitores automáticos no son una clase de equipo cara medida contra esa cifra. La razón para entender el factor de potencia y la potencia reactiva antes de que arranque el estudio de Código de Red es que la corrección suele pagarse sola con la tarifa, con independencia del expediente de cumplimiento que también sustenta.
Lo que la regla no exige
En el mercado de proveedores circulan dos afirmaciones y ambas son incorrectas.
La primera es que la CRE autoriza o certifica a las empresas que realizan estudios de Código de Red. No lo hace. La guía de la CRE para centros de carga es explícita en que el centro de carga puede realizar los estudios por su cuenta o contratar a una empresa especializada, y en que ninguna autorización de la CRE recae sobre el proveedor. Una propuesta que se presenta con una credencial de la CRE vende algo que la CRE no emite. Evalúe al proveedor por la clase del instrumento, la ventana de medición y el ingeniero que firma el reporte.
La segunda es que el cumplimiento se transmite por la cadena de suministro. No es así. El Código de Red obliga al centro de carga registrado en su propio punto de conexión. Nada en el instrumento genera exposición para una planta por el estatus de cumplimiento de sus proveedores.
A dónde va realmente el dinero
Separe el gasto en dos bolsas antes de la conversación presupuestal, porque se comportan de manera distinta.
La primera bolsa es medición y documentación. Renta o compra de instrumentos, un técnico en sitio a lo largo de un ciclo de producción representativo, horas de ingeniería para modelar la red y redactar los estudios, y la integración del expediente. Es gasto operativo y se repite cada vez que la carga cambia de forma relevante.
La segunda bolsa es la inversión de capital para corregir. Bancos de capacitores y corrección automática del lado reactivo. Filtros armónicos, pasivos o activos, cuando el conjunto de variadores y rectificadores lleva la distorsión de corriente por encima del límite. Reemplazo de relevadores o cambios de coordinación cuando el estudio encuentra que los ajustes no librarán una falla a tiempo. Esta bolsa es inversión de capital, es específica de cada sitio y nadie puede dimensionarla antes de que se realice la medición. Cualquier proveedor que cotice la corrección antes del estudio cotizó una suposición.
La secuencia importa más que la velocidad. Defina el alcance de la campaña una sola vez, contra la lista completa de parámetros que le corresponde acreditar al sitio, porque repetir un levantamiento de armónicos y flicker después de una primera vuelta que solo midió tensión es costo duplicado sin valor para el cumplimiento. Cuando un sitio ya opera monitoreo permanente de calidad de la energía, parte del sustento probatorio ya existe y la campaña se acorta. Los sitios que tratan la calidad de la energía en plantas industriales como un asunto de producción y no de cumplimiento suelen encontrar que los dos estudios son el mismo estudio.
La presión de tiempo no viene del regulador. Viene del calendario del propio trabajo. Una campaña representativa debe abarcar un ciclo completo de producción. La corrección posterior requiere una orden de compra, un tiempo de entrega y una ventana de paro. Un sitio que abre el expediente en el cuarto trimestre con un compromiso ante el consejo en enero ya llegó tarde.
Determine si su sitio está dentro del alcance
Mexico Energy Partners revisa su contrato con CFE donde consta la clase tarifaria y la demanda contratada en kW, su diagrama unifilar de media tensión y cualquier estudio de calidad de la energía o de armónicos realizado en los últimos tres años. Le decimos qué parámetros del Código de Red le falta acreditar a su sitio, cuáles pueden construirse con datos que usted ya tiene y cuánto costaría el alcance de medición restante antes de que lo comprometa. Usted aporta los documentos. Nosotros devolvemos la lista de brechas y los supuestos que la sustentan. Esta es una revisión de sus propios datos, no una declaración de que su sitio vaya a cumplir.
Comience en la página de solicitud de cotización, o envíe los documentos a través del formulario que aparece abajo.
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, Diario Oficial de la Federación, 8 de abril de 2016. Autoridad emisora e instrumento original.
- Comisión Reguladora de Energía, RES/550/2021, Código de Red, Diario Oficial de la Federación, 31 de diciembre de 2021, en vigor el 1 de enero de 2022. Instrumento sustituto vigente a la fecha de redacción.
- Comisión Reguladora de Energía, Guía sobre los requerimientos técnicos del Código de Red aplicables a Centros de Carga, gob.mx, página de orientación sin fecha, consultada en junio de 2024. Requisitos por tensión de conexión, requisito de instrumento Clase A, el plazo del 9 de abril de 2019 y la ausencia de cualquier autorización de la CRE para los proveedores de estudios.
- Ley de la Industria Eléctrica, Diario Oficial de la Federación, 11 de agosto de 2014. Catálogo de sanciones del artículo 165.
- Instituto Nacional de Estadística y Geografía, comunicado de prensa 10/24, valor de la UMA para 2024, 9 de enero de 2024. Valor diario de 108.57 pesos, vigente a partir del 1 de febrero de 2024.
- 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. Fórmulas de recargo y bonificación por factor de potencia y sus límites.
- Greenberg Traurig, Código de Red: Disposiciones Administrativas de Carácter General que contienen los Criterios de Eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, Seguridad y Sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional, enero de 2022. Banda de factor de potencia, base de medición y fecha de cumplimiento del 8 de abril de 2026 para sitios en media tensión de 1 MW o más y sitios en alta tensión.