Apagones

Apagones

Un apagón eléctrico es la pérdida de suministro de electricidad/energía a corto o largo plazo en una zona concreta. Los apagones de energía pueden causar graves daños a sus procesos empresariales.

Los principales daños colaterales que genera un apagón se presentan en:

  • Cableado 
  • Equipo de producción
  • Equipo electrónico 
  • Equipo primario

Las tres principales causas que generan un apagón son:

  • Falla de equipos por calentamiento excesivo de los componentes, obsolescencia o falta de mantenimiento.
  • Incidente externo estos a causa de rigores climáticos, olas de calor o frío, desastres naturales, entre otros.
  • Falta de mantenimiento, este debe hacerse de manera permanente; existen varias fases, entre ellas, la preventiva, destinada a evitar que se registren fallas; y la correctiva, para solucionarlas cuando se presentan.

Los apagones eléctricos no siempre son predecibles o evitables. Tener un plan de contingencia confiable es fundamental para evitar interrupciones. Para asegurarse de que su empresa esté preparada para posibles apagones ESCO ofrece servicios factibles y rápidos para solucionar o evitar apagones imprevistos, los servicios son los siguientes:

  • Mantenimiento preventivo
  • Generación de respaldo
  • UPS (Sistema de alimentación interrumpida)

¿Cada cuánto es necesario dar el servicio de mantenimiento eléctrico para evitar apagones o daños en los equipos?

Depende de la contaminación del área, longevidad de instalaciones, condiciones de carga, etc., CFE exige un mantenimiento anual, ESCO recomienda realizarlo semestral, para aminorar el riesgo de apagones por falta de mantenimiento preventivo, no se puede garantizar que con este mantenimiento no habrá apagones, existen más causas que los pueden derivar.

Para obtener más información acerca de este tema y soluciones que ofrecemos, puede ponerse en contacto con nosotros.

Energía eléctrica en tu facturación dentro del MEM

Energía eléctrica en tu facturación dentro del MEM

Energía eléctrica: Electricidad producida por cada central eléctrica.

Antes de hablar en general sobre la energía como suministro, hablaremos sobre unos conceptos base:

Conceptos

Precio Marginal Local: Precio marginal de energía eléctrica en un NodoP en el Modelo Comercial de Mercado, calculado por el CENACE para el Mercado de Energía de Corto Plazo.

Precio Marginal Local

Punto de Entrega: NodoP donde la energía eléctrica o Servicios Conexos se inyectan al Sistema Eléctrico Nacional para la importación, o el concepto homólogo que se utilice en el sistema de etiquetas electrónicas y equivalentes.

Punto de Recepción: NodoP donde la energía eléctrica o Servicios Conexos se retiran del Sistema Eléctrico Nacional como resultado de su exportación, o el concepto homólogo que se utilice en el sistema de etiquetas electrónicas y equivalentes.

¿Cómo se fijan los precios?

Nodos de Fijación de Precios (NodosP)

(a) Un nodo de fijación de precios (NodoP) es un NodoC individual o un conjunto de NodosC en el que se representa una inyección o un retiro físico de energía eléctrica y donde se establece un Precio Marginal Local.

(b) Un conjunto de NodosC para los cuales se asuma que existen valores de impedancia cero entre ellos, pueden ser representados en su conjunto como un solo NodoP.

Precio Marginal Local

Subastas de Mediano y Largo Plazo

La Base del Mercado describe las Subastas de Mediano y Largo Plazo, las cuales permitirán la participación de entidades responsables de carga que deseen adquirir bajo este mecanismo Contratos de Cobertura Eléctrica que abarcan energía eléctrica, Potencia y Certificados de Energías Limpias. 

  • Se operará una Subasta de Mediano Plazo que se llevará a cabo anualmente para contratos de cobertura de energía eléctrica y Potencia para los tres años siguientes y
  • Una Subasta de Largo Plazo que se llevará a cabo anualmente para contratos de cobertura de Potencia, energía eléctrica de fuentes limpias y Certificados de Energías Limpias. La entrega de estos productos iniciará tres años después de llevarse a cabo la subasta y tendrá una duración de quince o veinte años.

Contratos de Cobertura Eléctrica

Los Contratos de Cobertura Eléctrica se refieren a cualquier acuerdo entre Participantes del Mercado mediante el cual se obligan a la compraventa de energía eléctrica o Productos Asociados en una hora o fecha futura y determinada, o a la realización de pagos basados en los precios de estos.

Dos tipos de Contratos de Cobertura Eléctrica se sujetarán a requisitos de información:

    1. Contratos de Cobertura Eléctrica Vinculados a una Central Eléctrica, y 
  • Contratos de Cobertura Eléctrica Utilizados para Satisfacer las Obligaciones de un Suministrador.

Los Participantes del Mercado podrán celebrar Contratos de Cobertura Eléctrica libremente entre ellos, por lo cual podrán determinar las estructuras de pagos y demás términos y condiciones que les convengan.

Despacho económico

El despacho económico es el encargado de buscar maximizar el excedente económico total esperado sujeto a:

  • Balancear inyecciones y retiros de energía eléctrica en cada NodoP.
  • Cumplir con los requisitos de Reservas de Regulación Secundaria, Reservas Rodantes, Reservas Operativas y Reservas Suplementarias.

El despacho económico tiene el objetivo de minimizar el coste de producción de cada unidad de energía producida y distribuida, lo que redunda también en el precio final que paga el usuario por dicho suministro.

Mercado del Día en Adelanto

En esta etapa se reciben las ofertas de compra y venta de energía y servicios conexos que envían los participantes del mercado y automáticamente se realiza una evaluación de consistencia con los precios de referencia calculados para cada Unidad de Central Eléctrica.

Con esta información el CENACE ejecuta el modelo de optimización AU-MDA que determina la asignación y despacho de Unidades de Central Eléctrica y los programas de importación y exportación del MDA. Además, se determinan los precios de la energía en cada Zona de Reserva que se utilizarán para liquidar las transacciones de este mercado.

Mercado de Tiempo Real

El objetivo del MTR (Mercado de Tiempo Real) es ajustar las diferencias entre las transacciones realizadas en el MDA y las condiciones del mercado que se observan en tiempo real. Los Participantes del Mercado buscan satisfacer los últimos incrementos de la demanda que no se cubrieron en la planeación diaria, es decir, en el MDA.

En esta etapa se ejecutan diversos modelos de optimización: el modelo AU-TR, el modelo DERS-MI con el cual se determinan los precios de la energía y de servicios conexos que se utilizarán para liquidar las transacciones de este mercado.

Para cada hora del Día de Operación correspondiente y para cada NodoP, el CENACE calcula los Precios Marginales Locales (PML) y los Precios en Nodos Distribuidos (PND) del Mercado de Tiempo Real y sus componentes: energía, congestión y pérdidas.

Los Recursos de Demanda Controlable son Centros de Carga que tienen la capacidad de responder a las instrucciones para disminuir su consumo de energía eléctrica en tiempo real.

Modelo del Mercado Spot del MTR

Precio Marginal Local

En ESCO te ofrecemos un suministro que se adecua a las necesidades de tu empresa, si deseas más información comunícate con nosotros.

Plan de trabajo, Código de Red

Plan de trabajo, Código de Red

Actividades previas al Plan de Trabajo 

Para la elaboración del Plan de Trabajo, los Centros de Carga necesitan llevar a cabo una serie de actividades preliminares con el objetivo de identificar cuáles requerimientos técnicos del Código de Red no están cumpliendo y, como resultado, estar en condición de definir las acciones que deberán ser implementadas para asegurar el cumplimiento.  

  1. Identificar cuáles de los requerimientos técnicos del Código de Red son obligatorios para el Centro de Carga, en función del nivel de tensión en el que esté conectado el Centro de Carga al SEN. 
  2. Evaluar el comportamiento del Centro de Carga, a través de estudios eléctricos y de calidad de la potencia (antes calidad de la energía), asociados a la toma de mediciones de parámetros eléctricos, para identificar el grado de cumplimiento con respecto a los parámetros establecidos en el Código de Red. Se sugiere que el análisis del Centro de Carga relacionado a parámetros de calidad de la potencia, se lleve a cabo con instrumentos con capacidad de medición Clase A de acuerdo a las normas NMX-J-610/4-3-ANCE o IEC 61000-4-30 vigentes (por ejemplo, analizador de redes). 

Los estudios eléctricos y de calidad de la potencia podrán llevarse a cabo por el propio Centro de Carga o, en su caso, por empresas especializadas y con experiencia en el desarrollo de dichos estudios. No se omite señalar que la CRE no ha autorizado ni cuenta con facultades para autorizar a empresas para el desarrollo de estudios eléctricos o de cumplimiento del Código de Red.  

  1. Determinar los requerimientos del Código de Red que está incumpliendo el Centro de Carga, con la finalidad de establecer la estrategia y las alternativas que serán implementadas, así como los tiempos previstos, para asegurar el cumplimiento del Código de Red.  

Contenido Mínimo del Plan de Trabajo 

A continuación, se establecen los elementos mínimos que se sugiere sean incluidos en  el Plan de Trabajo que los Centros de Carga que no cumplan con el Código de Red deberán presentar a la CRE.  

  1. Información básica sobre el Centro de Carga, con respecto a: 
  • Nombre o razón social, 
  • Representante legal acreditado, 
  • Ubicación (municipio y estado), 
  • Nivel de tensión a la que recibe el suministro de energía eléctrica, 
  • Actividad industrial (manufactura, minería, etc.),
  • Demanda contratada,
  • RMU o RPU, según corresponda.  
  1. Requerimientos técnicos del Código de Red que son obligatorios para el Centro de Carga. 
  1. Resultados de los estudios eléctricos y de calidad de la potencia.
  2. Parámetros del Código de Red que no se están cumpliendo (fuera de rango) en las condiciones actuales del Centro de Carga. 
  3. Estrategia prevista o análisis por parte del Centro de Carga para asegurar el cumplimiento del Código de Red. La estrategia deberá incluir la siguiente información: 
  • Acciones previstas o en análisis a implementar para asegurar el cumplimiento.  
  • Análisis de alternativas, en las que se señalen los equipos evaluados, así como los principales retos técnicos y económicos asociados a cada alternativa, 
  • Cronograma que incluya los plazos de implementación previstos, con base en las mejores prácticas de la industria eléctrica.
  • En su caso, información relacionada con órdenes de compra o facturas de los equipos principales requeridos.  

Aspectos sobre la presentación del Plan de Trabajo 

Actualmente no se cuenta con un formato de Plan de Trabajo aprobado por la CRE, por lo que cada Centro de Carga puede utilizar el formato que le resulte más conveniente, considerando la información mínima que se sugiere incluir.  

  1. El Plan de Trabajo debe acompañarse de un escrito libre dirigido a Ingrid Gallo Montero, Secretaria Ejecutiva de la CRE. Debe ser firmado por el representante legal, asimismo, se deben adjuntar los documentos que acrediten su personalidad jurídica.  
  1. El Plan de Trabajo puede presentarse de forma física o de forma electrónica, para lo que se debe considerar lo siguiente:  
  • De forma física, se debe presentar en la Oficialía de Partes de la CRE, con domicilio en Boulevard Adolfo López Mateos 172, Colonia Merced Gómez, C.P. 03930, Ciudad de México.  
  • De forma electrónica, a través de la Oficialía de Partes Electrónica de la CRE.

3. Consideraciones adicionales: 

  • Para el caso de los Centros de Carga que tengan la misma razón social o un mismo representante legal, se pueden presentar a través de un solo escrito los Planes de Trabajo correspondientes a los Centros de Carga que representen. 

Por ejemplo: Si cinco Centros de Carga conectados en distintos puntos de conexión del SEN forman parte de la misma razón social, pueden entregar los cinco Planes de Trabajo con las correspondientes acciones que se implementaran, respectivamente, para asegurar el cumplimiento con el Código de Red, a través de un solo escrito.  

  1. Para los Centros de Carga que tengan características similares en términos de tipo de carga, perfil de consumo, nivel de tensión de suministro eléctrico, demanda contratada, entre otros, y que tengan una misma razón social o mismo representante legal, podrán presentar a la CRE un solo Plan de Trabajo correspondiente a todos los Centros de Carga que representen. 

Por ejemplo: Si cinco Centros de Carga conectados en distintos puntos de conexión del SEN forman parte de la misma razón social y presentan características similares en términos de carga, perfil de consumo, nivel de tensión de suministro eléctrico, demanda contratada, entre otros, en lugar de entregar cinco Planes de Trabajo pueden entregar un (1) solo Plan de Trabajo en el que incluyan las acciones que se implementarán en los cinco Centros de Carga para su cumplimiento con el Código de Red. 

Cabe señalar que la información que presenten los representantes legales de los Centros de Carga, será resguardada conforme al Aviso de Privacidad Integral de la CRE, mismo que podrá consultarse en la liga https://www.gob.mx/cre/documentos/aviso-de-privacidadintegral-de-la-comision-reguladora-de-energia.

Generación distribuida

Generación distribuida

Estos son algunos conceptos de generación distribuida por diversos autores que han tratado de explicar el concepto . A continuación se presentan las publicadas en la CONUEE:

  • Generación en pequeña escala instalada cerca del lugar de consumo.
  • Producción de electricidad con instalaciones que son suficientemente pequeñas en relación con las grandes centrales de generación, de forma que se puedan conectar casi en cualquier punto de un sistema eléctrico.
  • Es la generación conectada directamente en las redes de distribución.
  • Es la generación de energía eléctrica mediante instalaciones mucho más pequeñas que las centrales convencionales y situadas en las proximidades de las cargas.
  • Es la producción de electricidad a través de instalaciones de potencia reducida, comúnmente por debajo de 1,000 kW.
  • Son sistemas de generación eléctrica o de almacenamiento, que están situados dentro o cerca de los centros de carga.
  • Es la producción de electricidad por generadores colocados, o bien en el sistema eléctrico de la empresa, en el sitio del cliente, o en lugares aislados fuera del alcance de la red de distribución.
  • Es la generación de energía eléctrica a  pequeña escala cercana a la carga, mediante el empleo de tecnologías eficientes, destacando la cogeneración, con la cual se maximiza el uso de los combustibles utilizados.

Podemos decir entonces que la generación distribuida es: la generación o el almacenamiento de energía eléctrica a pequeña escala, lo más cercana al centro de carga, con la opción de interactuar (comprar o vender) con la red eléctrica y, en algunos casos, considerando la máxima eficiencia energética. 

 

La ley de la Industria Eléctrica establece a la Generación Distribuida, como la Generación de energía eléctrica que cumple con las siguientes características:

  • Se realiza por un Generador exento en los términos de esta Ley, y
  • Se realiza en una Central Eléctrica que se encuentra interconectada a un circuito de distribución que contenga una alta concentración de Centros de Carga, en los términos de las Reglas del Mercado.

Los lineamientos que establecen los criterios para el otorgamiento de Certificados de Energías limpias establecen que la Generación Limpia Distribuida es la Generación Distribuida a partir de Energías Limpias

 

Rango de la generación distribuida

En cuanto al rango en capacidad instalada de la GD, ésta varía aún más que la propia definición, pues es bastante subjetivo el criterio para calificar a sus instalaciones como “relativamente más pequeñas a las centrales de generación”. En la literatura se manejan diferentes rangos: menores a 500 kilowatts (kW); mayores a 1,000 y menores a 5,000 kW; menores a 20,000 kW; menores a 100,000 kW; e inclusive de tan sólo unos cuantos kW, por ejemplo 3 kW. 

 

No obstante lo anterior y con el afán de establecer una capacidad de acuerdo con las características de generación eléctrica, se puede decir que, en lo que respecta a tecnologías disponibles, la capacidad de los sistemas de GD varía de cientos de kW hasta diez mil kW. 

Interconexión 

 

En la mayoría de los casos, un aspecto necesario en la GD es la interconexión con la red eléctrica, para poder cubrir cualquier eventualidad del sistema de compra o venta de energía eléctrica. Algunos de los aspectos técnicos a considerar en la interconexión son: 

 

  • Relevadores de protección
  • Conexión del transformador
  • Sistema de puesta a tierra
  • Coordinación de protecciones y regulación de la tensión de la compañía
  • Equipos de calidad de servicio
  • Conformidad con normas de los convertidores de potencia
  • Monitoreo y control remoto del grupo
  • Mantenimiento preventivo y correctivo periódico
  • Sistema de comunicación entre el operador privado y el controlador de la red de distribución
  • El Instituto de Ingenieros Electricistas y Electrónicos de Estados Unidos (IEEE) está preparando la norma eléctrica “IEEE-Standard-1547 – Standard for Distributed Resources Interconnection with Power Systems”, que será de uso exclusivo para normalizar las interconexiones y la operación de los sistemas de GD. 

 

Aplicaciones de la generación distribuida

La aplicación de una u otra tecnología en la GD depende de los requerimientos particulares del usuario. Los arreglos tecnológicos más usuales se citan a continuación: 

  • Carga base. Se utiliza para generar energía eléctrica en forma continua; opera en paralelo con la red de distribución; puede tomar o vender parte de la energía, y usa la red para respaldo y mantenimiento
  • Carga en punta. Se utiliza para suministrar la energía eléctrica en períodos punta, con lo que disminuye la demanda máxima del consumidor, ya que el costo de la energía en este período es el más alto.
  • Generación aislada o remota. Se usa el arreglo para generar energía eléctrica en el modo de autoabastecimiento, debido a que no es viable a partir de la red eléctrica (sistema aislado o falta de capacidad del suministrador).
  • Soporte a la red de distribución. A veces en forma eventual o bien periódicamente, la empresa eléctrica requiere reforzar su red eléctrica instalando pequeñas plantas, incluida la subestación de potencia, debido a altas demandas en diversas épocas del año, o por fallas en la red.
  • Almacenamiento de energía. Se puede tomar en consideración esta alternativa cuando es viable el costo de la tecnología a emplear, las interrupciones son frecuentes o se cuenta con fuentes de energía renovables.

 Actividades de los Generadores

  • Consumo de Centros de carga: Se refiere a la generación de energía eléctrica para entregar energía a uno o varios Centros de Carga.
  • Venta de excedentes de la energía eléctrica: Se refiere a la generación de energía eléctrica que excede la satisfacción de las necesidades de los Centros de Carga, y que es inyectada a las Redes Generales de Distribución para ser vendida.

Las Centrales Eléctricas que destinen parte de su producción para fines de Abasto Aislado podrán ser interconectadas a la Red Nacional de Transmisión o a las Redes Generales de Distribución para la venta de excedentes y compra de faltantes que resulten de su operación en la modalidad de Generador o Generador Exento.

  • Venta total de energía eléctrica: Se refiere a la generación de energía eléctrica que es entregada en su totalidad a las Redes Generales de Distribución para su venta.
  • Venta de energía eléctrica de los Generadores Exentos: Sólo podrán vender energía eléctrica y Productos Asociados a través de un Suministrador o dedicar su producción al Abasto Aislado.

Se entiende por Abasto Aislado la generación o importación de energía eléctrica para la satisfacción de necesidades propias o para la exportación, sin transmitir dicha energía por la Red Nacional de Transmisión o por las Redes Generales de Distribución.

Podrán vender energía eléctrica a un Usuario Final, siempre y cuando la energía eléctrica se genere a partir de Generación Distribuida dentro de las instalaciones del Usuario Final o podrán suministrar necesidades de uno o varios Centros de Carga bajo esquemas de medición neta que emita la CRE.

Podrán vender energía eléctrica a través de un Suministrador de Servicios Básicos, para lo cual, la CRE emitirá los modelos de contrato y metodologías de cálculo, criterios y bases para determinar y actualizar las contraprestaciones aplicables.

Podrán vender energía eléctrica y Productos Asociados a través de un Suministrador de Servicios Calificados, siempre y cuando las Centrales Eléctricas no compartan equipo de medición con el Centro de Carga de un Usuario de Suministro Básico.

Un Suministrador de Servicios Calificados puede representar en el Mercado Eléctrico Mayorista a los Generadores Exentos en un régimen de competencia.

Clasificación de Centrales Eléctricas con capacidad menor a 0.5 MW

Certificados de Energias Limpias (CEL)

Certificados de Energias Limpias (CEL)

Los Certificados de Energías Limpias (CEL) son títulos emitidos por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) que acreditan la producción de un monto determinado de energía eléctrica a partir de Energías Limpias y que sirve para cumplir los requisitos asociados al consumo de los Centros de Carga.

Los Certificados de Energías Limpias son un instrumento para promover nuevas inversiones en energías limpias y permiten transformar en obligaciones individuales las metas nacionales de generación limpia de electricidad, de forma eficaz y al menor costo para el país.

El Mercado de Certificados de Energías Limpias es un componente del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que permite a los Participantes del Mercado adquirir y vender los CEL en un mercado spot con el objetivo de que los Participantes Obligados puedan acreditar el cumplimiento de sus obligaciones en materia de Energías Limpias, establecidas en los Requisitos de CEL que publica anualmente la Secretaría de Energía.

De esta manera, los CEL permiten llegar a las metas nacionales de generación a partir de Energías Limpias con el cumplimiento de las obligaciones individuales, de forma eficaz y al menor costo para los consumidores.

Mercado de Certificados de Energías Limpias de corto plazo

El CENACE operará un mercado spot de Certificados de Energías Limpias cuando menos una vez al año. Además, las Disposiciones Operativas del Mercado podrán establecer una mayor frecuencia de operación cuando se requiera para que los CEL sean un instrumento líquido y que los Participantes Obligados y Generadores Limpios puedan realizar transacciones de manera informada y eficiente. 

Los Participantes del Mercado tenedores de Certificados de Energías Limpias podrán presentar ofertas para vender los Certificados de Energías Limpias a cualquier precio. El CENACE no permitirá que los Participantes del Mercado realicen ofertas de venta de Certificados de Energías Limpias en exceso de la cantidad que, de acuerdo con la información contenida en el registro correspondiente de la CRE, tengan en su posesión.

Obligaciones de CEL

Las Obligaciones corresponden al número de Certificados de Energías Limpias que un Participante Obligado deberá acreditar para cubrir los Requisitos de Certificados de Energías Limpias que corresponden al consumo de energía eléctrica que representan.

los Participantes Obligados son los Suministradores, Usuarios Calificados Participantes del Mercado y los Usuarios Finales que reciban energía eléctrica por el abasto aislado, así como los titulares de los Contratos de Interconexión Legados que incluyan Centros de Carga o Puntos de Carga cuya energía eléctrica no provenga en su totalidad de una Central Eléctrica Limpia.

Requisitos de CEL

Requisito de Certificados de Energías Limpias es la proporción del total de energía eléctrica consumida durante el Periodo de Obligación en los Centros de Carga o Puntos de Carga que reciban Suministro Eléctrico o que reciban energía eléctrica por abasto aislado, o bien, de la porción de energía eléctrica consumida durante el Periodo de Obligación en los Centros de Carga o Puntos de Carga incluidos en un Contrato de Interconexión Legado que se haya suministrado a partir de fuentes que no se consideran Energías Limpias por las Centrales Eléctricas contempladas en el mismo contrato, la cual deberá ser acreditada por los Participantes Obligados mediante la Liquidación de Certificados de Energías Limpias.

Determinación del Requisito de Certificados de Energías Limpias

la Secretaría de Energía realizó lo siguiente:

  1.     Un ejercicio de prospectiva que pronostica el comportamiento sin incrementos en las Obligaciones, que considera proyecciones de crecimiento económico, demanda y consumo de energía eléctrica y precios de combustibles en un supuesto de crecimiento medio durante los 15 años de estudio.
  2.     Un ejercicio de prospectiva con diferentes incrementos, que permite estimar el aumento en costos para el Sistema Eléctrico Nacional derivados del incremento en obligaciones, que considera proyecciones de crecimiento económico, demanda y consumo de energía eléctrica y precios de combustibles en un supuesto de crecimiento bajo, medio y alto durante los 15 años de estudio.

Que para calcular el Requisito que permita cumplir con las Metas de Energías Limpias, la Secretaría de Energía tomó en cuenta la evolución esperada de la generación de las Centrales Eléctricas y los Centros de Carga incluidos en los Contratos Legados de Interconexión, los valores esperados del Porcentaje de Energía Entregada y las demás variables relevantes;

Que las Obligaciones de cada Periodo de Obligación se determinan conforme a la siguiente fórmula:

Obligación = R * C

Donde:

R: Es el Requisito de Certificados de Energías Limpias para el Periodo de Obligación, expresado como un porcentaje del consumo, y

C: Es el total de Energía Eléctrica consumida durante un Periodo de Obligación en los Centros de Carga y Puntos de Carga que reciban el Suministro Eléctrico, que reciban energía eléctrica por el abasto aislado o que se incluyan en los Contratos de Interconexión Legados, que correspondan al Participante Obligado, expresado en megawatt-hora.

Que la Meta de Energías Limpias correspondiente a la participación mínima de energías limpias en la generación de energía eléctrica, es de 31.7 por ciento en 2022, que equivale a 110 millones 822 mil 839 megawatt-hora de energía eléctrica limpia generada en el mismo año;

Que las Centrales Eléctricas que produzcan energía eléctrica a partir de Energías Limpias y no satisfagan el lineamiento 4 de los Lineamientos que establecen los criterios para el otorgamiento de Certificados de Energías Limpias y los requisitos para su adquisición, no tendrán derecho a recibir Certificados de Energías Limpias, tomando en consideración la meta de alcanzar 66 millones 516 mil 692 megawatt-hora en 2022;

Que la Secretaría de Energía ha considerado un consumo de energía eléctrica en Centros de Carga y Puntos de Carga de 340 millones 627 mil 664 megawatt-hora en 2022;

Que el consumo de energía eléctrica en Centros de Carga incluidos en Contratos de Interconexión Legados exentos del Requisito de Certificados de Energías Limpias, de conformidad con los artículos Décimo Sexto Transitorio de la Ley de la Industria Eléctrica, y Cuarto Transitorio de su Reglamento, se considera de 21 millones 334 mil 611 megawatt-hora en 2022;

Que el porcentaje definido para el Requisito de Certificados de Energías Limpias en 2022 es el cociente entre la Obligación, cuyo valor es 44 millones 306 mil 147 megawatt-hora y el Consumo de los Participantes Obligados, cuyo valor es 319 millones 293 mil 053 megawatt-hora

 

Requisito para la adquisición de Certificados de Energías Limpias en 2022

Se confirma el Requisito de Certificados de Energías Limpias de 7.4% para el Período de Obligación 2020, que fue previsto en el Aviso correspondiente, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 31 de marzo de 2017.

Se confirma el Requisito de Certificados de Energías Limpias de 10.9% para el Período de Obligación 2021, que fue previsto en el Aviso correspondiente, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 29 de marzo de 2018.

El Requisito de Certificados de Energías Limpias correspondiente al Periodo de Obligación 2022 será de 13.9%.

 

ACUERDO por el que se da a conocer el requisito para la adquisición de Certificados de Energías Limpias en 2022.

BASE 12: Mercado de Certificados de Energías Limpias

Código de red

Código de red

El Código de Red establece, a través de requerimientos técnicos mínimos, las obligaciones que deben cumplir todos los usuarios del SEN en el desarrollo de sus actividades, para asegurar la operación, desarrollo, acceso y uso del sistema eléctrico, en condiciones que promuevan la continuidad y calidad del suministro eléctrico.

El Código de Red es la regulación técnica emitida por la CRE cuyo objetivo es establecer las obligaciones que deben cumplir los usuarios del SEN que lleven a cabo actividades como planeación, control operativo, control físico, interconexión y conexión, principalmente, con la finalidad de garantizar la continuidad y la calidad del suministro de energía eléctrica, y fomentar el desarrollo eficiente y confiable de la infraestructura del SEN, para beneficio de todos sus usuarios. 

Las obligaciones establecidas en el Código de Red están definidas considerando las actividades y funciones de cada usuario del SEN y están encaminadas a promover que cada usuario mitigue los efectos que provoque en detrimento de la continuidad y calidad del suministro eléctrico.

Los requerimientos del Código de Red se hicieron obligatorios a partir del día siguiente a aquel de su publicación en el DOF, es decir, a partir del 9 de abril de 2016. Sin menoscabo de lo anterior, de manera particular,  el mismo Código de Red prevé que los requerimientos técnicos que deben de cumplir los Centros de Carga podrán ser exigibles por la CRE a partir del 9 de abril de 2019.

 

Alcance y aplicación de los Criterios para Centros de Carga

Disposiciones de Conexión

Aplicación 

Aplica a todos los Centros de Carga en niveles de Alta y Media Tensión 

 

Alcance

Todos los requisitos técnicos serán aplicables o referidos al Punto de Conexión

Fechas de cumplimiento

  1.  Para Centros de Carga que soliciten una nueva conexión al SEN, o Centros de Carga Existentes que soliciten incremento de Carga Contratada o cambio de Punto de Conexión, se deberá asegurar el cumplimiento con lo dispuesto en el Código de Red, en la fecha de la Entrada en Operación Comercial prevista en el correspondiente Contrato de Conexión que haya suscrito.  
  2. Para todos los Centros de Carga que se encontraban conectados y operando en el SEN desde antes de la publicación del Código de Red en el DOF, el Manual de Conexión prevé un plazo que no podrá exceder de 3 años, a partir de la referida publicación, para asegurar el cumplimiento. Dicho plazo se vence el 9 de abril de 2019.  

Los parámetros específicos que deben ser observados por los Centros de Carga en su operación en el SEN, se establecen en el Manual de Conexión. Dichos parámetros son requeridos en el Punto de Conexión, por lo que es obligación del Centro de Carga tomar las acciones necesarias para asegurar su cumplimiento en dicho Punto. 

Para los Centros de Carga que se encontraban conectados al SEN de manera previa a la publicación del Código de Red, el Manual de Conexión prevé un periodo transitorio asociado a la fecha en la cual dichos Centros de Carga deberán cumplir con los requerimientos técnicos del Código de Red: 

“Capítulo 1. Alcance y aplicación

Los Centros de Carga que emanen o se relacionan a las actividades de suministro (calificado, básico o último recurso), usuarios calificados o generación de intermediación, que estén conectados en Alta o Media Tensión cumplirán con los requerimientos de este Manual, en un plazo que no podrá exceder de 3 años, debiendo presentar a la Comisión Reguladora de Energía (CRE) un plan de trabajo detallando las acciones que serán implementadas, considerando los tiempos y prácticas prudentes de la industria eléctrica, para asegurar el cumplimiento de lo establecido en este Manual. En caso de prevalecer el incumplimiento a los requerimientos especificados en el Manual, se aplicarán las sanciones de conformidad con la normativa vigente. “. 

Énfasis añadido 

El objetivo del Plan de Trabajo es que los Centros de Carga proporcionen a la CRE la información con respecto a las acciones que se llevarán a cabo para asegurar el cumplimiento con los requerimientos técnicos previstos en el Código de Red, con base en los tiempos y prácticas prudentes de la industria eléctrica. Por lo anterior, el Plan de Trabajo no está sujeto al visto bueno o aprobación de la CRE, sino que funge como un documento de carácter informativo que la autoridad regulatoria podrá considerar en los procesos de

vigilancia y monitoreo del Código de Red.     

Vigilancia del Código de Red 

Corresponde a la CRE llevar a cabo la vigilancia y el monitoreo del cumplimiento de los requerimientos técnicos del Código de Red, incluidos los correspondientes a Centros de Cargas. Para esta labor, la CRE podrá apoyarse en información proporcionada por los sistemas disponibles de adquisición de datos y de medición con los que cuenten él CENACE, el Transportista y los Distribuidores. Asimismo, podrá llevar a cabo actos de inspección que determine necesarios por conducto de servidores públicos que tenga adscritos o mediante Unidades de Inspección. 

La CRE se encuentra en proceso de desarrollo de los lineamientos que deberán ser observados por los interesados en obtener la autorización correspondiente para desempeñarse como Unidades de Inspección del Código de Red. 

De conformidad con todo lo anterior, se observa que para los Centros de Carga que se encontraban conectados al SEN y operando, previo a la entrada en vigor del Código de Red, existen dos obligaciones exigibles que deben ser atendidas antes del 9 de abril de 2019: 

Cumplimiento del Código de Red 

  1. Cumplimiento con los requerimientos del Código de Red, y 
  2. En caso de incumplimiento con el Código de Red, presentación del Plan de Trabajo. 

En ningún caso, el Código de Red prevé el otorgamiento de prórrogas para dar cumplimiento a las obligaciones referidas. Por otro lado, no se omite señalar que para el caso de la obligación 2, asociada a la presentación del Plan de Trabajo, dicho Plan de  Trabajo no exime del cumplimiento con la obligación 1, referida a los requerimientos del 

Código de Red. 

Sin menoscabo de lo anterior, el Plan de Trabajo podrá ser considerado por la CRE, en su caso, como una atenuante en la determinación de las sanciones que resulten aplicables por incumplir con los criterios previstos en el Código de Red. 

No se omite señalar que, en los casos en los que un Centro de Carga esté imposibilitado para cumplir con sus obligaciones asociadas al Código de Red, debido a casos fortuitos o de fuerza mayor, de conformidad con las definiciones previstas en el Código de Red, se deberá dar seguimiento al procedimiento de notificación del caso fortuito o la fuerza mayor, según corresponda, el cual prevé que, entre otros, quien alegue el caso fortuito o la fuerza mayor, deberá notificar a la CRE la ocurrencia del evento que haya detonado el caso fortuito o la fuerza mayor y la duración aproximada del mismo. En cualquier caso, la CRE se reserva el derecho de requerir la información que prevea necesaria para acreditar la condición de caso fortuito o de fuerza mayor. 

El incumplimiento con los requerimientos técnicos previstos en el Código de Red puede tener como resultado condiciones operativas que pongan en riesgo la calidad y la continuidad del suministro de energía eléctrica a los usuarios del SEN. Por esta razón, es fundamental asegurar que todos los usuarios del SEN cumplan con el Código de Red y que mitiguen el impacto negativo que pudieran tener en la operación continua y confiable de la red eléctrica. 

En caso de que se presente una condición en la que alguno de los usuarios del SEN deje de observar una o varias de sus obligaciones previstas en el Código de Red, la CRE tiene la facultad de imponer las sanciones que correspondan, de conformidad con la LIE, en la que se definen los siguientes rangos de multas asociadas al incumplimiento con las obligaciones establecidas en el Código de Red:  

Sanciones asociadas al incumplimiento del Código de Red 

Inciso k), fracción I, del artículo 165: 

Con multa del 2 al 10 por ciento de los ingresos brutos percibidos en el año anterior por dejar de observar de manera grave, a juicio de la CRE, las disposiciones en materia de la Calidad, Confiabilidad, Continuidad y seguridad del SEN. 

Inciso c), fracción II, del artículo 165:  

Con multa de cincuenta mil a doscientos mil salarios mínimos por incumplir las disposiciones en materia de la Calidad, Confiabilidad, Continuidad y seguridad del SEN. 

 

Aunado a lo anterior, en el artículo 166 de la LIE se establecen criterios adicionales que las autoridades deberán tomar en consideración en la determinación de la procedencia y monto de las sanciones, tales como la gravedad de la infracción, la capacidad económica del infractor, la reincidencia, y cualquier otro elemento del que pueda inferirse la gravedad o levedad del hecho infractor, incluyendo las acciones tomadas para corregirlo.  

 

Asimismo, en el Código de Red se incluyen factores que serán evaluados por la CRE para determinar la magnitud de la condición de incumplimiento: 

  1. Número de usuarios afectados, 
  2. Tiempo de interrupción del suministro eléctrico, 

iii. Energía no suministrada, 

  1. Corte manual de carga no controlable, 
  2. Otras.