Una planta industrial en México que opera con un factor de potencia medido de 0.82 paga 5.9% más en cada recibo de CFE. El cargo no es una multa. Es una fórmula, publicada por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público en el Diario Oficial de la Federación el 31 de octubre de 2000, que el suministrador aplica al importe facturado cuando el factor de potencia del periodo queda por debajo de 90%. Por cada millón de pesos de facturación mensual, un factor de potencia de 0.82 cuesta MXN 59,000 al mes.
Dos cosas se afirman mal con frecuencia sobre ese cargo, y ambas llevan al gerente de planta al documento equivocado y a la contraparte equivocada. El umbral de 90% pertenece a la tarifa, no al Código de Red. El monto es un ajuste de facturación que calcula el suministrador de servicios básicos, no una sanción que impone un regulador. El Código de Red sí establece una obligación de factor de potencia, y es una obligación distinta. Es más estricta, se mide en ventanas de cinco minutos y no sobre el periodo de facturación, y alcanza únicamente a los centros de carga conectados en alta tensión.
El recargo tarifario es aritmética y puede cuantificarse con doce recibos en una tarde. La obligación del código de red es una cuestión de cumplimiento aparte, que depende de la tensión de conexión. Ambas apuntan al mismo equipo, y ninguna debería atenderse antes del estudio de armónicos.
Cómo se calcula el recargo
La disposición de 2000 establece dos fórmulas. Por debajo de 90%, el suministrador aplica un recargo de 3/5 x ((90 / FP) - 1) x 100, expresado como porcentaje del importe facturado. En 90% o más aplica una bonificación de 1/4 x (1 - (90 / FP)) x 100. El recargo tiene un tope de 120% y la bonificación un tope de 2.5%. Ambos resultados se redondean a un decimal.
Los topes muestran dónde tiene efecto real el instrumento. Un recargo de 120% exige un factor de potencia de 30, que ninguna planta en operación alcanza, de modo que ese tope es decorativo. El tope de la bonificación es lo contrario. La fórmula arroja exactamente 2.5% con factor unitario, así que la bonificación completa solo existe en teoría, y 0.98 ya arroja 2.0%.
La base sobre la que se aplica el porcentaje importa tanto como el porcentaje. El acuerdo de 2000 lo aplica al importe del recibo, sin redacción que lo limite a determinadas líneas de cargo. La corrección de reactivos mueve esa única línea de ajuste. No reduce kWh, y cualquier estimación de ahorro construida sobre kWh está midiendo lo que no corresponde.
La disposición también parte del factor de potencia del periodo de facturación, no de la lectura del tablero. Una planta puede ver 0.94 en el controlador a mediodía y aun así facturarse en 0.86, porque la cifra facturada arrastra los turnos nocturnos, el paro de fin de semana y cada hora en que los transformadores están energizados y no hay producción.
Cuánto vale cada lectura de factor de potencia
La tabla siguiente es la fórmula publicada evaluada en varias lecturas, escalada a MXN 1,000,000 de facturación mensual. Multiplique por su propio importe facturado para obtener su cifra.
| Factor de potencia medido | Ajuste tarifario | Por cada MXN 1,000,000 facturados, al mes |
|---|---|---|
| 0.75 | recargo de 12.0% | MXN 120,000 cobrados |
| 0.80 | recargo de 7.5% | MXN 75,000 cobrados |
| 0.85 | recargo de 3.5% | MXN 35,000 cobrados |
| 0.88 | recargo de 1.4% | MXN 14,000 cobrados |
| 0.90 | ninguno | cero |
| 0.95 | bonificación de 1.3% | MXN 13,000 acreditados |
| 1.00 | bonificación de 2.5% | MXN 25,000 acreditados |
Lea la diferencia entre 0.85 y 0.95 más que las filas individuales. Sobre MXN 1,000,000 de facturación mensual, esa diferencia vale MXN 48,000 al mes, o MXN 576,000 al año, y es la variación que compra un proyecto de corrección. Con MXN 3,000,000 al mes, la misma diferencia equivale aproximadamente a MXN 1.7 millones al año.
De dónde viene la cifra de 90% y de dónde no
El Código de Red lo emitió la Comisión Reguladora de Energía como resolución RES/151/2016, publicada 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. La CRE tiene la facultad de vigilancia y sanción sobre el código. El CENACE opera el sistema y el mercado, y no emite ni hace cumplir el código, atribución que se equivoca con frecuencia en la prensa especializada.
El código aplica a 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. Las listas de parámetros son distintas. La guía de la CRE para centros de carga coloca el factor de potencia, la distorsión armónica de corriente y el flicker de tensión únicamente en el conjunto de alta tensión. Un centro de carga en media tensión responde por variación de tensión, tensión transitoria, variación de frecuencia, contribución a la corriente de cortocircuito, protecciones, sistemas de control, intercambio de información y desbalance de corriente, y no por factor de potencia.
Para un sitio en alta tensión, el código pide un factor de potencia entre 0.95 en atraso y la unidad, evaluado en intervalos de cinco minutos y sostenido durante 95% del mes conforme al Manual de Conexión que forma parte del código. Las mediciones se esperan de instrumentos Clase A conforme a la NMX-J-610/4-3-ANCE o a la IEC 61000-4-30. Los centros de carga ya conectados al 8 de abril de 2016 tuvieron hasta el 9 de abril de 2019 para cumplir con la resolución de 2016. La CRE no autoriza ni certifica empresas para realizar estos estudios, de modo que una cotización que presenta la firma de un verificador aprobado como requisito legal está vendiendo algo que la regulación no exige. Este es uno de varios puntos en los que se describe mal en el mercado lo que el Código de Red exige a los centros de carga.
La lectura práctica es breve. La mayoría de las plantas manufactureras en México opera en 13.8 kV o 23 kV, no tiene obligación alguna de factor de potencia bajo el código de red y aun así paga el recargo tarifario todos los meses. Los sitios de 35 kV en adelante tienen las dos obligaciones, y cumplir el 90% de la tarifa en el periodo de facturación no dice nada sobre si la prueba de cinco minutos se cumple 95% del tiempo.
Qué cambia la corrección dentro de la planta
Con la misma carga real, una barra que opera en 0.82 toma 15.9% más corriente que la misma barra en 0.95. Las pérdidas resistivas en cable, tableros y devanados de transformador crecen con el cuadrado de esa corriente, de modo que el cambio elimina alrededor de una cuarta parte de la pérdida en cobre de los alimentadores afectados. Ese es un argumento de calentamiento y envejecimiento para el caso de mantenimiento, no para el caso de ahorros. Los kWh involucrados son pequeños frente al ajuste tarifario.
La capacidad liberada suele ser el beneficio mayor. Un transformador de 1,500 kVA que alimenta 1,200 kW a 0.82 está cargando 1,463 kVA, es decir, 97.6% de su placa. Los mismos 1,200 kW a 0.95 demandan 1,263 kVA, o 84.2%. Una planta a la que le dijeron que necesita un segundo transformador para agregar una línea debería revisar su factor de potencia antes de aprobar la inversión. El comportamiento de la tensión mejora por la misma razón, y la tensión inestable en el punto de acoplamiento común es uno de los mecanismos de perturbación que se comentan en nuestra nota sobre la calidad de la energía en plantas industriales.
Dimensionar el banco y la revisión de armónicos que va primero
La compensación requerida se calcula multiplicando los kW por la diferencia entre la tangente del ángulo de fase actual y la tangente del ángulo objetivo. Una carga de 1,500 kW que pasa de 0.82 a 0.95 necesita alrededor de 555 kVAR. Llevar esa misma carga a 0.98 requiere cerca de 740 kVAR. Ese último paso merece reflexión. Agrega un tercio más de kVAR para obtener 0.7 puntos porcentuales adicionales de bonificación, lo que pocas veces supera el umbral de periodo de recuperación de una planta.
Antes de que esa aritmética se convierta en una orden de compra, mida los armónicos. Los capacitores simples en una barra que alimenta variadores de velocidad, rectificadores u hornos de inducción forman un circuito resonante en paralelo con la inductancia de la fuente. Si la resonancia queda cerca del quinto o del séptimo armónico, la corriente de ese orden se amplifica y los capacitores suelen ser lo primero en fallar. La IEEE Std 519-2014 fija los límites recomendados en el punto de acoplamiento común y es la referencia a la que remite la mayoría de las especificaciones en México. Donde la carga de variadores es alta, los reactores desintonizados delante de cada etapa mueven la resonancia por debajo del quinto armónico.
Un solo registro sustenta ambas decisiones. Mida en conjunto el factor de potencia, la distorsión armónica total y la demanda en la acometida principal durante un ciclo completo de producción, fin de semana incluido. Ese archivo dimensiona los kVAR, define si las etapas requieren desintonización y fija la línea base con la que después se compara el recibo ya corregido.
La falla que mantiene el cargo en el recibo
Los bancos de capacitores fallan en silencio. Se abre un fusible en una etapa, se pega un contactor, se seca una celda, y el controlador sigue pidiendo una capacidad que ya no entra. La producción no se detiene y no suena ninguna alarma. La única evidencia es la línea de ajuste en un recibo que cuentas por pagar liquida sin leer. En los trabajos que ha realizado Mexico Energy Partners, un banco con puesta en marcha correcta y luego desatendido es la razón más frecuente de que una planta ya corregida vuelva a caer por debajo de 90%.
El control es barato. Lleve el estado de las etapas del controlador al sistema de alarmas de la planta, dé seguimiento diario y no mensual al factor de potencia medido, y revise la línea de ajuste del recibo junto con la demanda. El monitoreo continuo de energía convierte una sorpresa de facturación de doce meses en una orden de trabajo de la misma semana. La capacitación de operadores no pertenece a esta lista. El factor de potencia lo determinan la carga conectada y el equipo de corrección, no el comportamiento en piso.
Qué hacer este mes
Reúna los últimos doce recibos de CFE y sume la línea de ajuste por factor de potencia. Si el total anual supera unos cientos de miles de pesos, la corrección es una solicitud de inversión sencilla y la aritmética anterior la dimensiona. Si el sitio está en 35 kV o más, trate la obligación del código de red como un ejercicio aparte, con su propia evidencia de cinco minutos, porque un promedio mensual aprobatorio no la satisface. En cualquiera de los dos casos, programe el registro de armónicos antes de la cotización de kVAR, no después.
Conozca cuánto le está costando su factor de potencia
Mexico Energy Partners lee la línea de ajuste por factor de potencia en doce meses de recibos de CFE, dimensiona la compensación requerida en kVAR frente a la demanda medida y revisa el contenido armónico antes de recomendar equipo. Envíe los doce recibos, el diagrama unifilar de la distribución de la planta y la lista de cargas conectadas, incluido cada variador de velocidad. Recibirá la exposición anual, el rango de kVAR y si procede considerar etapas desintonizadas. No se cotiza ninguna cifra de ahorro antes de tomar el registro.
Fuentes
- 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. Fórmulas de recargo y bonificación, los topes y la base del periodo de facturación.
- COMPITE y Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit, "Tarifas Eléctricas: Tutorial para el trabajo en campo", 2015. Las fórmulas de recargo y bonificación.
- 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. Autoridad emisora, ámbito de aplicación por nivel de tensión y la fecha de cumplimiento del 9 de abril de 2019.
- Comisión Reguladora de Energía, resolución RES/550/2021, Código de Red, Diario Oficial de la Federación, 31 de diciembre de 2021. El código reexpedido, vigente desde el 1 de enero de 2022, incluido el Manual de Conexión para centros de carga.
- Greenberg Traurig, "Código de Red, Disposiciones Administrativas de Carácter General que contienen los criterios de calidad y sustentabilidad", gtlaw.com, 11 de enero de 2022. La banda de factor de potencia de 0.95 en atraso a la unidad, la medición de cinco minutos y 95% de un periodo mensual.
- Comisión Reguladora de Energía, "Guía sobre los requerimientos técnicos del Código de Red aplicables a Centros de Carga", gob.mx. Listas de parámetros por nivel de tensión, instrumentación Clase A y la ausencia de un esquema de verificadores de la CRE.
- Institute of Electrical and Electronics Engineers, "IEEE Std 519-2014, IEEE Recommended Practice and Requirements for Harmonic Control in Electric Power Systems", 2014. Límites de armónicos en el punto de acoplamiento común.