Un sitio en México cuyas emisiones directas e indirectas sumen 25,000 toneladas de CO2 equivalente o más en un año debe reportarlas al Registro Nacional de Emisiones. El umbral lo fija el artículo 6 del Reglamento de la Ley General de Cambio Climático en Materia del Registro Nacional de Emisiones, publicado en el DOF el 28 de octubre de 2014. La SEMARNAT opera ese registro conforme a la Ley General de Cambio Climático, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 6 de junio de 2012. Por encima del umbral, la línea base de emisiones deja de ser un documento de gestión y se convierte en una declaración ante la autoridad.

Eso cambia lo que una hoja de ruta hacia las cero emisiones netas tiene que resistir. La cifra debe poder reconstruirse a partir de registros que el sitio pueda presentar cuando se le pidan, en una frontera que alguien externo a la empresa pueda verificar. Para la electricidad, esa frontera tiene un anclaje legal. El artículo 3 de la Ley de la Industria Eléctrica, publicada en el DOF el 11 de agosto de 2014, define el Centro de Carga como las instalaciones y equipos que, en un sitio determinado, permiten a un usuario final recibir el suministro eléctrico. Esa es la unidad a la que se asocian el contrato de suministro y los recibos, de modo que es la unidad con la cual un revisor externo puede conciliar la línea base.

Mexico Energy Partners pide dos insumos antes de construir una hoja de ruta: doce meses de datos de consumo de energía y una lista de los equipos consumidores de energía. Esos dos insumos definen la frontera de todo lo que sigue. Lo que sigue aquí es qué establecen, qué no pueden establecer y la regla de secuencia que decide si el plan de capital funciona.

Qué establecen doce meses de facturación

Doce meses de recibos de un suministro en media tensión aportan los kilowatts hora facturados desglosados por periodo tarifario, la demanda máxima facturada sobre la que se cobró al sitio y el factor de potencia medido. Aportan la forma estacional del consumo y los meses en que fue la demanda, y no el consumo, lo que determinó el cargo. También son la única versión del uso del sitio que un tercero aceptará sin discusión, porque los emitió el suministrador.

La lista de equipos hace la asignación. Los kilowatts nominales multiplicados por las horas de operación, conciliados con los kilowatts hora facturados, producen un primer desglose del consumo entre aire comprimido, refrigeración, calor de proceso, bombeo e iluminación. La diferencia entre ambos totales es el producto útil del ejercicio. Nombra los sistemas que todavía no están explicados, y ahí es donde van los primeros medidores.

A partir de ese punto, el consumo y el costo son preguntas distintas. Los kilowatts hora bajan cuando una máquina usa menos energía. El cargo por demanda baja solo si el pico del sitio se mueve. Una lista de medidas que reporta una sola cifra para ambos efectos no ha sido presupuestada. Nuestra nota anterior sobre qué establece en realidad una auditoría energética aborda el trabajo de medición que los separa.

Qué no pueden establecer los dos insumos

Los datos de facturación y una lista de equipos no producen un inventario de carbono completo, y una hoja de ruta que sugiera lo contrario no resistirá una verificación. No dicen nada sobre la combustión en el sitio, de modo que una caldera de gas, una flotilla vehicular y cualquier emisión de proceso tienen que salir de los registros de compra de combustible y de mantenimiento. No dicen nada sobre las fugas de refrigerante, que se reportan como emisiones fugitivas y se rastrean por bitácoras de servicio y no por medidores.

Tampoco dicen nada sobre el perfil de carga dentro del mes. Un recibo reporta la demanda que se facturó. No reporta el intervalo que la fijó. Dos sitios con la misma demanda facturada pueden tener estructuras de pico completamente distintas, y una medida que aplana una no hará nada con la otra. Cualquier ahorro que dependa de mover un pico requiere datos por intervalo, y eso es una segunda fase con su propia medición y su propio costo.

Decir esto desde el inicio es lo que hace utilizable el resto. Una línea base con su frontera escrita puede ampliarse después. Una línea base que en silencio trata dos insumos como si fueran un inventario completo tiene que rehacerse.

Dónde la cifra de emisiones se convierte en un dato regulatorio

Las emisiones indirectas por electricidad comprada se convierten con el factor de emisión que la SEMARNAT publica cada año para el sistema eléctrico nacional. Ese factor es un promedio anual nacional. No describe la generación que físicamente abasteció un sitio, y no se mueve porque un sitio haya firmado un contrato.

El atributo limpio es un instrumento aparte. El artículo 3 de la Ley de la Industria Eléctrica define el Certificado de Energía Limpia como un título emitido por la CRE que acredita que una cantidad determinada de electricidad se produjo a partir de fuentes limpias. El certificado se emite al generador y circula por su cuenta. Un sitio tiene entonces tres palancas distintas sobre sus emisiones indirectas reportadas: consumir menos kilowatts hora, generar detrás del medidor o adquirir y retirar el atributo. Solo las dos primeras mueven además el recibo.

Por qué hay que presupuestar la eficiencia antes de dimensionar la generación

La generación en sitio se dimensiona contra una carga. Si se dimensiona contra una carga medida antes de que corra el programa de eficiencia, el arreglo queda ajustado a un consumo que el sitio está por dejar de tener. Lo que queda es generación que el sitio no puede absorber en las horas en que se produce, y el excedente no se liquida al precio minorista.

El orden que evita esto es medir, presupuestar las medidas de eficiencia, volver a proyectar la forma de carga que sobrevive a esas medidas y después dimensionar la generación contra esa forma. La elección entre las opciones renovables en sitio y las opciones fuera de sitio solo se vuelve una elección real cuando se conoce la carga posterior a la eficiencia, porque las dos opciones fallan de maneras distintas cuando el pronóstico de carga es equivocado. Un arreglo en azotea sobredimensionado es un costo hundido. Un volumen contratado sobredimensionado es un costo recurrente.

Qué le hace el Código de Red a un programa de eficiencia

Un programa de eficiencia cambia el carácter eléctrico de un sitio, y en México eso trae un regulador aparejado. El Código de Red fue emitido por 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 resolución RES/550/2021, publicada en el DOF el 31 de diciembre de 2021 y vigente desde el 1 de enero de 2022. Se aplica a los centros de carga conectados 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 y sin importar el esquema de suministro.

En media tensión los requisitos cubren variación de tensión, tensión transitoria, variación de frecuencia, cortocircuito, protecciones, sistemas de control, intercambio de información y desbalance de corriente. En alta tensión se agregan el factor de potencia, la distorsión armónica de corriente y el parpadeo de tensión. Los variadores de velocidad, los controladores electrónicos de iluminación y las nuevas cargas rectificadoras son los equipos que instala un programa de eficiencia, y son también los equipos que elevan la distorsión armónica de corriente. Los bancos de capacitores instalados para corregir el factor de potencia pueden entrar en resonancia con esos armónicos en lugar de resolverlos.

Los estudios deben utilizar instrumentos de medición Clase A conforme a la NMX-J-610/4-3-ANCE o la IEC 61000-4-30. Los centros de carga conectados antes del 8 de abril de 2016 tenían hasta el 9 de abril de 2019 para cumplir. La CRE tiene la facultad de vigilar el cumplimiento y de sancionar, mientras que el CENACE opera el sistema y el mercado. La CRE no autoriza ni certifica a las empresas que realizan estos estudios. Un centro de carga puede realizarlos por sí mismo o contratar a un especialista. Un proveedor que insiste en que solo un verificador aprobado puede firmarlos está describiendo un requisito que la resolución no contiene.

La consecuencia práctica para la hoja de ruta es un renglón en el plan de capital. Un cambio a variadores en un sitio en alta tensión debería incluir una medición de calidad de la energía antes y después, con instrumentos Clase A, en el mismo presupuesto que los variadores.

Qué fija un contrato de compraventa de energía y qué deja abierto

Un contrato de compraventa de energía fija el precio del volumen de energía contratado durante la vigencia del contrato. No fija los cargos de transmisión y porteo, de capacidad ni de servicios conexos, y no cubre el suministro residual que el sitio siga tomando. Una hoja de ruta que presenta un contrato como protección frente al movimiento de precios debería señalar qué componentes del costo entregado cubre y cuáles quedan flotantes.

El tratamiento de las emisiones es, de nuevo, una pregunta aparte. Que el contrato reduzca o no las emisiones indirectas reportadas depende de si el atributo limpio se transfiere y se retira a cuenta del comprador, lo cual es una cláusula del contrato y no una propiedad de la central que lo suministra. Nuestra nota sobre los contratos corporativos de compraventa de energía en México expone las estructuras en uso.

Solicite una hoja de ruta hacia las cero emisiones netas para su sitio en México

Envíe doce meses de recibos de electricidad con los kilowatts hora facturados por periodo, la demanda máxima facturada y el factor de potencia, junto con una lista de equipos que indique kilowatts nominales y horas de operación. Mexico Energy Partners devuelve una línea base de emisiones con su frontera escrita, una lista de medidas ordenada por prioridad con costo de capital indicativo y el desglose entre efectos de energía y efectos de demanda, y una secuencia que presupuesta la eficiencia antes de dimensionar cualquier generación. Cuando los dos insumos no bastan, la respuesta indica qué datos de segunda fase se necesitan y por qué. La hoja de ruta no tiene costo. Nada sobre ahorros o elegibilidad queda definido antes de haber leído los datos.

Fuentes

• Diario Oficial de la Federación, Ley General de Cambio Climático, 6 de junio de 2012, para el Registro Nacional de Emisiones.
• Diario Oficial de la Federación, Reglamento de la Ley General de Cambio Climático en Materia del Registro Nacional de Emisiones, 28 de octubre de 2014, artículo 6, para el umbral de reporte de 25,000 tCO2e.
• Diario Oficial de la Federación, Ley de la Industria Eléctrica, 11 de agosto de 2014, artículo 3, para las definiciones de Centro de Carga y Certificado de Energía Limpia.
• Comisión Reguladora de Energía, resolución RES/151/2016, Código de Red, publicada en el DOF el 8 de abril de 2016, para las bandas de tensión, los requisitos de parámetros, el requisito de instrumentos Clase A y la fecha de cumplimiento del 9 de abril de 2019.
• Comisión Reguladora de Energía, resolución RES/550/2021, Código de Red, publicada en el DOF el 31 de diciembre de 2021, que reexpidió la RES/151/2016 y entró en vigor el 1 de enero de 2022.
• Comisión Reguladora de Energía, Guía sobre los requerimientos técnicos del Código de Red aplicables a Centros de Carga, para el alcance y la postura de que la CRE no certifica a las empresas que realizan los estudios.