Código de red en México: interconexión al SEN

En esta tercera entrega de artículos del Código de Red se abordará, a manera de recordatorio, una semblanza sintetizada de su estructura, una revisión de la generación de la energía eléctrica en México, hasta los actuales requerimientos y obligaciones que las centrales eléctricas deben cumplir según las disposiciones generales y específicas que establece el Código de Red para su interconexión al SEN

Por Víctor M. Rodríguez Reyna

La Reforma Energética ha cambiado radicalmente al sistema eléctrico; sin embargo, hasta el momento, este nuevo esquema pareciera no haber concientizado a los integrantes que conforman el mercado (transportistas, distribuidores, generadores, comercializadores de energía eléctrica, usuarios calificados, prestadores y suministradores de equipamiento y servicios) acerca de los requerimientos que son necesarios para estar en condiciones de interconectarse al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), ejecutando las disposiciones inscritas en el Código de Red (CR). Es importante resaltar que los participantes deben adquirir todas las herramientas para operar con estas nuevas pautas jurídicas.

Recordemos que el CR es de cumplimiento obligatorio y que la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) mandata ejecutarlo a partir del 9 de abril de 2016. También tengamos presente que establece, entre otros aspectos, las disposiciones generales, específicas, criterios y requerimientos técnicos mínimos necesarios que los integrantes de la industria eléctrica deben obedecer y demostrar para evitar sanciones e infracciones.

Para atender debidamente este reto, la ingeniería eléctrica mexicana tendría que estar preparada para asesorar y ayudar a muchas empresas que no están familiarizadas con la estructura, ni con las disposiciones y normativas que emanan de la Reforma Energética.

De ahí la importancia que reviste el contar con asesores de energía eléctrica, unidades de verificación, de inspección, proyectistas, diseñadores eléctricos, diseñadores de control, de automatización, de sistemas, de tecnologías de la información y comunicación, etcétera, a fin de atender las diversas actividades técnicas y profesionales que conlleva el cumplimiento de tales demandas.

Cabe subrayar que el CR no es de cumplimiento voluntario u opcional, y que existe un periodo de transición que otorga varias atenuantes a los contratos que se celebraron antes de la expedición de la LIE en agosto de 2014; es decir, para los llamados contratos legados. Pero no así para los contratos celebrados después de esa fecha. Esto deriva en que los contratos posteriores, sean de generación, distribución, transmisión, interconexión, comercialización o de usuarios calificados (potencia demandada mayor a 1,000 kilowatts) están expuestos a dichas sanciones.

Antecedentes de la regulación y generación de la energía eléctrica en México
La primera vez que se tuvo generación de energía eléctrica en México fue en 1879 y emergió de empresas privadas, principalmente de capital internacional extranjero. Este hecho fue la raíz del surgimiento de la minería en Guanajuato y de la industria textil. Después se utilizó para la iluminación privada y el alumbrado público.

Aunque resulte difícil de imaginar, antes de 1879 no se tenía electricidad a través de alguna red que la suministrara. Fue el régimen de Porfirio Díaz, instaurado en 1876, el que impulsó de una manera decidida el desarrollo y posterior modernización del abastecimiento de electricidad en el país. Además, durante su mandato se le confirió al sector eléctrico el carácter de servicio público.

Sólo para tener una semblanza de la evolución de la capacidad instalada y, por ende, la importancia que hoy revisten la generación y su interconexión a lo que hoy es el SEN, revisemos las siguientes cifras que lo ilustran:

  • En 1900: 32 MW
  • En 1937: 629 MW (con la Comisión Federal de Electricidad [CFE], constituida por decreto en 1933, se había dado un paso importante, pero sólo se abastecía al 40 por ciento de los habitantes)
  • En 1960: 2,308 MW (esta década es el inicio de un periodo de desarrollo importante para los siguientes 30 años)
  • En 1991: 26,797 MW
  • En 2014: 66,143 MW
  • En 2016: 73,506 MW (con una tasa de crecimiento anual del 2.14 por ciento y con un abastecimiento al 98.5 por ciento de la población mexicana)

Ahora, las tres subastas eléctricas de largo plazo acrecentarán la capacidad de generación de energía en 7,451 MW del país y se integrarán nuevas centrales eléctricas que, por cierto, deberán cumplir las disposiciones que aquí se inscriben para interconectarse al SEN.

Revisión del Código de Red
La LIE es la base de donde parten todos los nuevos requerimientos y la Comisión Reguladora de Energía (CRE) toma la responsabilidad de la planeación y el desarrollo del sector energético.

La CRE tiene que cuidar los intereses de los usuarios y hacer lo necesario para lograr la calidad, continuidad y seguridad del suministro eléctrico que reciben. Ahora tiene la facultad de fijar multas, si no se atienden las instrucciones contenidas en el Código de Red, el cual resulta ser el documento relevante para hacer cumplir las nuevas disposiciones de la reforma energética en materia de electricidad.

Recordemos que el CR contiene los criterios a los que se deberán de apegar todas las partes involucradas en la planeación, integración, transmisión, control y distribución del SEN. El primer paso para entenderlo es identificar cómo está dispuesto su ordenamiento.

Su estructura está construida con el siguiente orden jerárquico:

I Disposiciones generales
Las disposiciones generales establecen los lineamientos y reglas de carácter general para que el SEN alcance y mantenga su nivel adecuado de confiabilidad. Dichas disposiciones están divididas en siete capítulos. Cada uno contiene una serie de criterios a los que deberán apegarse todas las partes e instituciones involucradas en la planeación, generación, integración, transmisión, control y distribución:

  1. Proceso de planeación: 54 criterios
  2. Operación del SEN en estado operativo normal: 120 criterios
  3. Interconexión de centrales eléctricas: 18 criterios
  4. Conexión de los centros de carga: 15 criterios
  5. Red eléctrica inteligente en materia de telemetría, interoperabilidad y seguridad de la información: 23 criterios
  6. Operación de los sistemas eléctricamente aislados (SEA): 65 criterios
  7. Sistema interconectado de Baja California: un criterio con 10 incisos

Figura 1. Prelación Jerárquica del Código de Red. Se observa la jerarquía jurídica (obligatoria) que guarda la estructura tomada del CR

II. Disposiciones operativas
Las disposiciones operativas establecen las reglas, requerimientos, instrucciones, directrices y procedimientos de carácter específico que deben de cumplir los integrantes de la industria. Están formadas, en orden jerárquico, por manuales regulatorios y procedimientos (ver figura 1).

Éstos contienen las guías, lineamientos, definiciones, preceptos y descripción de las metodologías a las que deben apegarse. Los manuales son:

  1. Manual de planeación del SEN
  2. Manual de estados operativos del SEN
  3. Manual de Control y Operación de la Generación del SEN
  4. Manual regulatorio de coordinación operativa (con 4 anexos)
  5. Manual de Requerimientos técnicos para la interconexión de Centrales Eléctricas del SEN
  6. Manual de Requerimientos técnicos para la conexión de centros de carga (usuarios finales con potencia instalada de 1,000 kW)

Los procedimientos operativos son:

  • Procedimiento de acciones para el control de la tensión en el SEN
  • Procedimiento para administración de licencias para trabajos de puesta en servicio y mantenimiento de la infraestructura eléctrica
  • Procedimiento del despacho de generación de centrales eléctricas
  • Procedimiento de reducción de generación de energía eléctrica por confiabilidad, ante la ocurrencia de una contingencia o disturbio en el SEN
  • Procedimiento de restablecimiento de la generación después de disturbios
  • Procedimiento de Procedimiento de Comunicación y Coordinación Operativa entre los operadores del Centro Nacional de Control de Energía (Cenace) y centros de control de los transportistas, distribuidores y participantes del Mercado eléctrico Mayorista (MEM)

Cabe resaltar que tanto los manuales regulatorios como los procedimientos están asociados a distintos capítulos que componen las disposiciones generales.

El antes y el después de la Reforma Energética
Aunque es mucho lo que se ha hablado, discutido, analizado y escrito acerca de las repercusiones de la Reforma Energética de 2013, también es cierto que es poco lo que se ha comprendido a cabalidad sobre de ella. A efecto de tener una visión sintetizada de las diferencias sustanciales entre las anteriores atribuciones y la nueva estructura del sector eléctrico podemos inscribir, entre otras, las siguientes:

En la generación de energía eléctrica
Antes: planes de expansión por la CFE
Ahora: planes de expansión por el Cenace

En el control / despacho de la generación
Antes: reglas de despacho por la CFE
Ahora: operación del Mercado por Cenace; Reglas del Mercado por la Secretaría de Energía (Sener), monitoreo del Mercado por la CRE

En la transmisión / distribución de la energía
Antes: interconexión de generadores y expansión por la CFE
Ahora: planes de expansión y estudios de interconexión por el Cenace, aprobación por la Sener, supervisión de la interconexión y tarifas reguladas por la CRE

En la comercialización
Antes: tarifas finales por Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), participación de Sener y CRE
Ahora: tarifas al consumidor final por SHCP; participación en tarifas y estándares de calidad por CRE, requerimientos de usuarios calificados por Sener

En el rol empresarial de CFE Antes: CFE empresa paraestatal
Ahora: CFE empresa productiva del estado, escindida en 10 empresas que deben cumplir las disposiciones del CR en las actividades que les correspondan, de acuerdo con su naturaleza

  • Seis subsidiarias de generación eléctrica
  • Una subsidiaria de suministro básico
  • Una subsidiaria de transmisión eléctrica
  • Una subsidiaria de distribución de energía eléctrica
  • Una filial denominada “generador de intermediación” para administrar los contratos legados (celebrados antes de la expedición de la LIE)

En las atribuciones y responsabilidades del Cenace
Antes: el Cenace dependía de la CFE
Ahora: el Cenace depende de la CRE y estipula los requerimientos técnicos que debe cumplir la comisión

Requerimientos de interconexión que establece el Código de Red (primera parte)
En su artículo 33, la LIE establece para el Cenace la responsabilidad de definir las características específicas de la infraestructura requerida para realizar la interconexión de las Centrales Eléctricas de Generación al SEN.

Para ello, se emitió un manual regulatorio y 18 criterios que establecen los requerimientos técnicos para preservar la confiabilidad y la seguridad del SEN; así como de establecer condiciones justas de competencia entre los participantes del MEM.

Partamos de que el CR define a una central eléctrica síncrona como el conjunto de instalaciones y equipos generadores de energía en las que la frecuencia de la tensión generada, la velocidad de la unidad de generación y la frecuencia de la tensión de la red mantienen un valor constante y, por tanto, están sincronizadas.

Tomando en cuenta su potencia (P) instalada, el Código de Red clasifica a las centrales eléctricas en cuatro tipos que se ejemplifican en la tabla 1. Cabe apuntar que algunos requerimientos son de aplicabilidad general para todos los tipos de central eléctrica y otros son de aplicación específica para cada uno de ellos.

Tabla 1. Clasificación de las centrales eléctricas, conforme a su potencia instalada

Otros requerimientos sólo se diferencian en los rangos o parámetros establecidos por el Cenace, tomando en cuenta la tecnología y la capacidad de potencia activa de las centrales eléctricas.

El ordenamiento anterior es importante porque para cada uno de ellos se establecen los requerimientos que deben cumplir para interconectarse al SEN. Dado lo extenso del tema, enunciaremos sólo algunos de los requerimientos, o aspectos correlacionados, más relevantes.

Requerimientos de interconexión ante variaciones de frecuencia
Este apartado está conformado por las siguientes obligaciones:

  • Requerimiento de rango de frecuencia y tiempos mínimos. Especifica los rangos y tiempos mínimos en que una central eléctrica debe operar en frecuencias diferentes del valor nominal, sin desconectarse de la red. Aplica para los tipos A, B, C y D (ver tabla 2).

Tabla 2. Rangos de frecuencia y tiempos mínimos de operación en los que las centrales eléctricas deben operar en frecuencias diferentes del valor nominal, sin desconectarse de la red

También se especifican los siguientes requerimientos:

  • Requerimiento de la respuesta ante la rapidez de cambio de frecuencia
  • Requerimiento de la respuesta ante alta frecuencia
  • Requerimiento para mantener la potencia activa constante respecto ante cambios de frecuencia
  • Requerimiento de limitación total de potencia activa (detener su aportación) a solicitud del Cenace
  • Requerimiento para apegarse a las condiciones de frecuencia para interconectarse automáticamente a la red

Adicionalmente, para las centrales tipo B, C y D, además de los anteriores, se establecen los siguientes requerimientos:

  • Requerimiento para la limitación parcial de potencia a instrucción del Cenace
  • Requerimiento para la controlabilidad de la potencia activa dentro de un periodo y una tolerancia definida previamente por el Cenace
  • Requerimiento para la respuesta ante baja frecuencia
  • Requerimiento para el control primario de frecuencia. Para este tipo de control, la central generadora debe proveer la respuesta de potencia activa dentro de los rangos y parámetros establecidos por el Cenace, los cuales deben ser configurables
  • Requerimiento para la respuesta ante alta frecuencia. La respuesta de la potencia activa suministrada por la CFE está restringida por el límite mínimo de regulación para cada tecnología.

En la tabla 3, se puede observar el rango de regulación, en el que se enlistan las 16 tecnologías de generación de electricidad contempladas en el actual CR.

Tabla 3. Rango de regulación de potencia activa en relación con la potencia de referencia de la central eléctrica, expresado en porcentaje (%)

Requerimientos adicionales ante variaciones de frecuencia aplicables a las centrales eléctricas tipo C

  • Requerimiento de control secundario de frecuencia
  • Requerimiento de monitoreo en tiempo real del control primario y secundario de frecuencia (no aplica para las centrales generadoras tipo D)

Requerimientos adicionales ante variaciones de frecuencia aplicables a las centrales eléctricas tipo D
En general, aplican los requerimientos de interconexión ante variaciones de frecuencia para centrales eléctricas de tipo A, B y C, más los siguientes:

  • Requerimiento de monitoreo y control primario y secundario de frecuencia con el equipamiento necesario para monitoreo y envío en tiempo real y seguro de las siguientes señales al Cenace
    • Señal de estado del control primario
    • Consigna de potencia activa
    • Valor actual de potencia activa
    • Parámetros de ajuste actuales de respuesta de potencia activa a la frecuencia
    • Rango de potencia activa en relación con la capacidad instalada
    • Característica de regulación
    • Ajuste de insensibilidad de respuesta a la frecuencia
    • Banda muerta de frecuencia
    • Umbrales de desactivación de respuesta de potencia activa ante baja o alta frecuencia

Nota: El Cenace podrá especificar señales adicionales y dispositivos de registro de fallas y monitoreo del comportamiento dinámico del sistema

Conclusiones
En el cierre de esta primera parte podemos mencionar que difícilmente encontraremos, hoy en día, una empresa que cumpla cabalmente con el Código de Red, incluidas las centrales eléctricas de CFE. Esto tomará tiempo, sin embargo, su conocimiento propiciará la construcción de una estructura robusta y confiable del SEN.

Muchos de los problemas de calidad de energía tendrán que disminuir. Los generadores de electricidad, transportistas, distribuidores, comercializadores y centros de carga calificados tendrán que invertir en construir o adecuar redes eléctricamente aceptables bajo los patrones establecidos por el CR, beneficiando a los usuarios con un suministro más confiable.

Por otra parte, ahora los usuarios calificados tendrán que cumplir todos los requisitos técnicos para conectar sus cargas al SEN y tendrán forzosamente que incorporar unidades, paneles y equipos de medición, dispositivos de comunicación y monitoreo en tiempo real, todo bajo una premisa conocida y simple: lo que no se mide, no se controla.

 

Víctor M. Rodríguez Reyna
Ingeniero Mecánico Electricista por la UNAM, con un diplomado en Administración Pública. Especialista en ahorro y calidad de energía eléctrica a nivel industrial, comercial y del sector de servicios. Además, es miembro de la AMERIC, la ASHRAE Capítulo CDMX y la IEEE. Actualmente es director general de Capacitores Alpes Technologies.
www.capacitoresalpes.com