Cogeneración eficiente
La Cogeneración Eficiente se define como el proceso de cogeneración de energía eléctrica, que, al ser evaluado con los criterios y la metodología, cumple con el criterio de energía libre de combustible (ELC) establecido para tal efecto. La ELC es la energía eléctrica atribuible al uso de energía limpia.
Para definir si un sistema de cogeneración es eficiente, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) elaboró una “Metodología de cálculo para determinar el porcentaje de energía libre de combustible en fuentes de energía y procesos de generación de energía eléctrica” (Publicado en el DOF del 22 de diciembre del 2016).
Con base en esta Metodología, se prevé como elementos necesarios para determinar si un sistema de Cogeneración es considerado como un sistema de Cogeneración Eficiente, los siguientes:
- E = La energía eléctrica neta, medida en el punto de conexión de los generadores principales, generada en un sistema durante un año.
- F = El combustible fósil empleado en un sistema a lo largo de un año, medido sobre poder calorífico inferior.
- H = La energía térmica neta o el calor útil generado en un sistema y empleado en un proceso productivo durante un año.
- RefE = Rendimiento de referencia para la generación eléctrica a partir de un combustible fósil en una central eficiente con tecnología actual, medido sobre la base del PCI del combustible. Se considera que la central de generación se interconecta con el SEN en media tensión.
- RefH = Rendimiento de referencia para la generación térmica a partir de un combustible fósil en una central convencional eficiente de tecnología actual, medido sobre la base del PCI del combustible.
Convencionalmente, la eficiencia global de un sistema de Cogeneración se determina como la relación entre la suma de la energía generada (eléctrica + térmica) y la energía primaria contenida en el combustible utilizado. Sin embargo, la CRE determinó que para hacer de la eficiencia un criterio más robusto, más allá de medir la eficiencia global, se debía comparar la eficiencia de un sistema de Cogeneración contra la de un sistema convencional de generación de energía eléctrica que opera de manera eficiente; es decir, el criterio mínimo de eficiencia establecido por la CRE se calcula como la energía eléctrica adicional que se genera en un sistema de Cogeneración a partir de la misma cantidad de combustible que se utilizaría en un sistema convencional eficiente.
El criterio de eficiencia mínima (RefE) aumenta de acuerdo con la capacidad instalada del sistema como se muestra a continuación:
| Referencia | Capacidad de la central eléctrica (MW) | RefE |
|---|---|---|
| Capacidad < 0.5 | 40 % | |
| 0.5 ≤ Capacidad < 6 | 44 % | |
| 6 ≤ Capacidad < 15 | 47 % | |
| RefE | 15 ≤ Capacidad < 30 | 48 % |
| 30 ≤ Capacidad < 150 | 51 % | |
| 150 ≤ Capacidad < 300 | 52 % | |
| Capacidad ≥ 300 | 53 % | |
| RefH (con vapor o agua caliente como medio de calentamiento) | 90% | |
| RefH (con uso directo de los gases de combustión) | 82% | |
Para las centrales eléctricas con capacidad igual o menor a 30 MW instalados a una altura superior a 1500 msnm, generado con motores de combustión interna o con turbinas de gas, se considerarán los siguientes valores de referencia:
| Capacidad de la central eléctrica (MW) | RefE |
|---|---|
| Capacidad < 0.5 | 40 % |
| 0.5 ≤ Capacidad < 6 | 44 % |
| 6 ≤ Capacidad < 15 | 45 % |
| 15 ≤ Capacidad < 30 | 45 % |
El criterio anterior no será aplicable a las centrales eléctricas de cogeneración que utilicen, para la generación de energía eléctrica, la energía térmica no aprovechada en el proceso o los combustibles generados en el proceso, y que no requieran para ello del uso adicional de combustible fósil. Estos casos, serán considerados cogeneración eficiente. Este criterio no aplica a los procesos de la industria petrolera o cualquier otro, cuyo fin sea la producción de algún tipo de combustible.
Para ver la metodología completa de cogeneración eficiente lo pueden hacer en el siguiente enlace:
https://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5466651&fecha=22/12/2016Consiste en un mecanismo de intercambio de energía para reducir el problema de la intermitencia en la generación de energía eléctrica, aprovechando al máximo los recursos energéticos disponibles, para después intercambiarla en aquéllos periodos en los que sea insuficiente la generación propia. En otras palabras, la energía generada en cualquier periodo horario y no consumida por los usuarios puede ser “acumulada de forma virtual” por CFE y “entregada” en otros periodos horarios análogos, en periodos distintos en días o meses diferentes.
El intercambio de energía se lleva a cabo al precio de tarifa en el punto de interconexión al Sistema Eléctrico Nacional. Al final del año, el permisionario puede vender a la CFE la energía sobrante acumulada al 85% del Costo Total de Corto Plazo (CTCP), tendrá un periodo de 12 meses para su almacenamiento en “el banco”.
Representación gráfica del funcionamiento del
banco de energía. Fuente: CRE
Facturación neta de energía (diferencia entre energía consumida y entregada a la red) a valor de tarifa
En pequeña escala:
- Para usuarios con servicio de uso residencial, hasta 10 kW.
- Para usuarios con servicio de uso general en baja tensión, hasta 30 kW.
- Interconexión a la red en tensiones menores de 1 kV.
En mediana escala:
- Para usuarios con servicio de hasta 500 kW que no requieran portear energía a sus cargas.
- Interconexión a la red en tensiones menores de 69 kV.
El banco de energía tiene su fundamento en el Contrato de Interconexión para Centrales de Generación de Energía Eléctrica con Energía Renovable o Cogeneración Eficiente y en sus Anexos, particularmente en el Anexo F-RC “Procedimientos y parámetros para el cálculo de los pagos que efectuarán las Partes bajo los Convenios vinculados a este Contrato para Fuentes de Energía” (28 de abril de 2010):
La Energía Sobrante, asociada a la potencia sobrante, se presenta cuando la potencia entregada por la Fuente de Energía en el Punto de Interconexión es mayor que la potencia de compromiso del Permisionario.
Por su parte, la Energía Faltante, asociada a la potencia faltante, se presenta cuando la potencia entregada por la Fuente de Energía en el Punto de Interconexión es menor que la potencia de compromiso del permisionario.
La Energía Complementaria, asociada a la potencia complementaria, se define como la potencia que un centro de consumo, en un intervalo de medición dado, demanda de manera adicional a aquella convenida de porteo para él.
De este modo, la Energía Sobrante del Permisionario en un mes dado o para alguno de los periodos horarios podrá ser vendida al Suministrador (CFE) en el mismo mes en que se generó, o acumulada para su venta en meses posteriores. La Energía Faltante en el mes de facturación se compensará primero con la Energía Sobrante generada durante el mismo mes. Si después de efectuar la compensación descrita, el Permisionario aún contara con Energía Sobrante podrá venderla al Suministrador o utilizarla para compensar Energía Faltante en meses posteriores. La Energía Faltante se compensará también con Energía Sobrante entre distintos Periodos Horarios.
Es importante señalar que los proyectos de cogeneración en pequeña escala (hasta una capacidad de 30 kW) y mediana escala (hasta una capacidad de 500 kW), son elegibles para el esquema de “medición neta” y un esquema simplificado del “banco de energía”, respectivamente. La principal diferencia entre estos esquemas de compensación y el del banco de energía, aplicable a los proyectos de cogeneración eficiente, es que en ambos casos solo se permite compensar hasta la totalidad de la electricidad que es suministrada por la planta de cogeneración a los centros de consumo; es decir, no es posible vender excedentes a la CFE.
Fuente: CREEs el reconocimiento de la capacidad aportada por la central de cogeneración en las horas de mayor demanda del SEN, con esto se recibe el beneficio en la disminución de la facturación eléctrica de las cargas del proyecto en lo relativo a los cargos por demanda facturable del Servicio Público.
En el Anexo F-RC, sección II, II.4 inciso "v" para Cogeneradores Eficientes del "Contrato de Interconexión", se especifica que la Potencia Autoabastecida Total del Permisionario se calculará como el promedio de las potencias medidas en el Punto de Interconexión que se hayan presentado en los 12 intervalos de medición incluidos dentro de las tres horas de máxima demanda para todos los días laborales del mes en cuestión.
Se determinará la Potencia Autoabastecida en cada Punto de Carga, repartiendo proporcionalmente dicha potencia autoabastecida total del permisionario de acuerdo a los factores de distribución fijados por él mismo.
Los proyectos de cogeneración en pequeña y mediana escala, y que no cumplen con el criterio de eficiencia, no son elegibles para este reconocimiento de capacidad
Fuente: CREEste esquema establece que el cargo por Servicio de Transmisión se hará de acuerdo a los Niveles de Tensión de la infraestructura de conducción requerida, considerando un esquema de trayectoria radial que determine los Niveles de Tensión a utilizar. De esta forma, los proyectos pueden conocer anticipadamente dichos costos y realizar una planeación de su inversión a largo plazo.
Cargo tipo estampilla postal.
- Cargos por niveles de tensión (valores para junio de 2020):
-
Fuente: CRENivel de tensión Cargo Alta tensión 0.05100 $/kWh Media tensión 0.05100 $/kWh Baja tensión 0.10199 $/kWh
https://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/555163/Tabla_Historico_CST_CRE_01-06-2020.pdf - Para cada punto de carga, el cargo por el servicio de transmisión será el resultado de sumar los cargos para cada uno de los niveles de tensión requeridos. En ningún caso, el servicio de transmisión incluirá 2 o más veces el cargo por cada nivel de tensión.
- Los cargos se actualizan mensualmente por la inflación.
Metodología de Cargos por Servicios de
Transmisión (tipo estampilla postal). Fuente de costos: https://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5594800&fecha=10/06/2020
Para ver los “Procedimientos para determinar las variables económicas
requeridas para el cálculo de los cargos por servicios de transmisión a
tensiones mayores o iguales a 69 kV, que aplica CFE Intermediación de
Contratos Legados S.A. de C.V.” (Publicado en el DOF del 12 de junio del
2020) ingrese en el siguiente enlace:
https://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5594924&fecha=12/06/2020
La Comisión Reguladora de Energía establece los términos para acreditar a las unidades que certificarán a las centrales eléctricas limpias y que certificarán la medición de variables requeridas para determinar el porcentaje de energía libre de combustible (Publicado en el DOF del 24 de enero del 2018) ingrese en el siguiente enlace:
http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5511262&fecha=24/01/2018
Actores en el mecanismo de acreditación de
sistemas de cogeneración como de cogeneración eficiente. Fuente:
CRE
Vigencia de la acreditación:
Vigencia acreditación cogeneración eficiente.
Fuente: CRE
La Comisión Reguladora de Energía expide la Norma Oficial Mexicana
NOM-017-CRE-2019, Métodos de medición de variables para el cálculo del
porcentaje de energía libre de combustible y procedimiento para la
evaluación de la conformidad (Publicado en el DOF del 19 de marzo del
2020) ingrese en el siguiente enlace:
Son las Disposiciones Administrativas de Carácter General que establecen los criterios de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional (SEN): Código de Red, emitidas por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) conforme al artículo 12 fracción XXXVII de la Ley de la Industria Eléctrica (LIE).
Su 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.
Algunos de los actores del Código de Red son: CENACE, transportistas, distribuidores, centrales eléctricas, centros de carga, etc. Este Código también promueve que aquellos actores que ocasionen efectos no deseados en la infraestructura eléctrica (como sobrecargas, pérdidas de energía, fallas, etc.) tomen la responsabilidad de mitigar o eliminar esos efectos.
El Código de Red fue emitido por la CRE a través de la resolución RES/151/2016. Entró en vigor desde el día siguiente a su publicación (publicada en dos partes en el DOF el 8 de abril de 2016). Para acceder a la publicación del Código de Red, visite los siguientes enlaces:
Parte uno:
https://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5432507&fecha=08/04/2016
Parte dos:
https://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5432509&fecha=08/04/2016
Es importante conocer que el Código de Red establece requerimientos (el
qué), no las soluciones tecnológicas aplicables para cumplir (el
cómo):
Actividades reguladas. Fuente: CRE
Desde su implementación estos son algunos de los avances del Código
de Red:
- La CRE realizó un diagnóstico de las condiciones de la red eléctrica mexicana durante su operación entre 2011 y 2016, a través del cual se identificaron los principales retos que se tienen en el sistema.
- Implementación de las reglas de coordinación operativa, las cuales tienen como beneficio regular el comportamiento de los usuarios ante condiciones operativas específicas en la red eléctrica, lo que promueve una mayor confiabilidad en el sistema.
- El CENACE analiza los proyectos de centrales eléctricas que generan energía y de Centros de Carga que consumen energía, tomando como base los criterios técnicos del Código de Red, de esta manera, todas las solicitudes son evaluadas con base en las mismas reglas técnicas para mantener la confiabilidad de la red eléctrica.
El desempeño del SEN se puede monitorear a través de la siguiente información
Fuente: CRE
Para ver más a detalle lo que es el Código de Red visite la página de la
CRE en el siguiente enlace:
https://www.gob.mx/cre/articulos/codigo-de-red
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