Después del Decreto de la tan esperada Reforma Energética, publicado en diciembre de 2013, el Código de Red es ahora el instrumento clave para reordenar el Sistema Eléctrico Nacional
Por Víctor M. Rodríguez Reyna
En consecución de este Decreto, en agosto de 2014 se expidió la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) y la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (LORCME). En ese mismo mes, se creó el Centro Nacional de Control de Energía (Cenace), con las atribuciones que le confirió la nueva LIE; se le reconoce una personalidad jurídica y patrimonio propios, a efecto de hacerse cargo del Control Operativo del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
También de la operación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) del acceso abierto e imparcial a la Red Nacional de Transmisión (RNT) y a las Redes Generales de Distribución (RGD), entre otras facultades y disposiciones aplicables a sus nuevas responsabilidades. Desde entonces, en conjunto con la expedición de nuevas leyes, reglamentos e instrumentos jurídicos, ha habido un cambio relevante y paulatino en la política del Estado para abordar la realidad eléctrica del país.
Los resultados de la nueva estrategia se ven reflejados en las dos subastas eléctricas del MEM; la última asignó 23 contratos a 11 empresas para los próximos tres años, con una capacidad de generación de 3 mil 776 MW; las bases de la tercera subasta se publicaron en mayo de 2017.
La calidad de la gestión de la Secretaría de Energía (Sener), la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y el Cenace, así como de la coordinación entre los órganos implicados en el desarrollo sano y sostenido en materia de energía eléctrica, ayudará a conocer si los beneficios del tan cuestionado, y a la vez tan defendido nuevo modelo, son acordes con las expectativas formuladas en el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (Prodesen).
¿Qué es el Código Red?
A raíz de las resoluciones emitidas en su momento, la CRE, con las facultades que le otorga la LIE, emitió la Resolución 151 de 2016, publicada en el DOF el 8 abril de ese año. En ella se expiden las disposiciones administrativas de carácter general que contienen los criterios a los que deberán apegarse todas las partes e instituciones involucradas en la planeación, generación, integración, transmisión, control y distribución del SEN.
Al conjunto de estas disposiciones se les denominó Código de Red (CR), el cual establece y describe los requerimientos técnicos mínimos para el desarrollo eficiente de los procesos de planeación, medición, control operativo, acceso y uso de la infraestructura eléctrica del SEN. Su cumplimiento es obligatorio para cualquier integrante de la industria que haga uso de dicha infraestructura.
Su objeto es propiciar el desarrollo, mantenimiento, operación, ampliación y modernización de este sistema, pero haciéndolo de manera coordinada y optimizada entre los órganos reguladores, controladores, operadores e integrantes, a efecto de que el CR alcance y mantenga una condición técnica de operación normal con suficientes márgenes de reserva. Corresponde a la CRE su interpretación, vigilancia, estipulación de sanciones y todo lo conducente para preservar las condiciones anteriormente descritas.
Premisas y estructura del SEN
“El SEN debe ser controlado de tal modo que se maximice el tiempo en que se mantenga dentro de sus límites técnicos definidos, en las condiciones normales de operación
- Deberá ser capaz de soportar la contingencia sencilla más severa, sin incumplir las condiciones de suministro establecidas
- La infraestructura física debe estar protegida contra daños ocasionados por la operación de sus elementos, fuera de límites técnicos establecidos
- Un área eléctrica que haya sido aislada del SEN por la ocurrencia de un evento debe ser reintegrada de manera segura y eficiente
- La ampliación y modernización de su infraestructura tendrán como objetivo la mejora continua de los niveles de eficiencia, confiabilidad, calidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad
- La interconexión de centrales eléctricas debe llevarse a cabo sin que se afecten los criterios antes descritos
- La conexión de centros de carga no debe afectar los niveles antes descritos
- En general, debe contribuir a mejorar el desempeño del MEM”
Estructura del Código de Red
Está conformada por tres grupos de disposiciones generales y una de características específicas:
Disposiciones generales del SEN. En ellas se estipula el alcance, objetivo y estructura del CR. Asimismo, contiene las disposiciones para su revisión, actualización, supervisión, vigilancia, incumplimiento, circunstancias no previstas y casos fortuitos, entre otros aspectos.
Disposiciones generales para el proceso de Planeación. En este bloque se inscribe el alcance, fronteras eléctricas y criterios técnicos generales que deberán ser observados durante el proceso de ampliación y modernización de la RNT y de las RGD para que el SEN diseñe, desarrolle y opere en condiciones normales, a efecto de minimizar las restricciones en la transmisión y pérdidas de energía eléctrica para lograr un desempeño más eficiente.
Disposiciones generales de operación en Estado Operativo Normal. Aquí se definen los criterios técnicos de eficiencia, confiabilidad, calidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad para asegurar la integridad del SEN, maximizar el estado operativo normal y, en contrapartida, minimizar el riesgo de daño a equipos, personal operativo y la sociedad en general. Asimismo, asienta la responsabilidad de la planeación operativa del Cenace y las obligaciones en este proceso de las centrales eléctricas, transportistas, distribuidores y participantes del mercado eléctrico para la aplicación y cumplimiento de los criterios técnicos de operación establecidos en el CR.
Disposiciones específicas. Describen los lineamientos aplicables a determinados sistemas eléctricos como resultado de sus características particulares, como es el caso del sistema interconectado de Baja California, que además de las disposiciones generales, tienen que cumplir con procedimientos y criterios de carácter específico.
Estos cuatro grupos de disposiciones contienen criterios y ordenamientos para regular siete grandes aspectos del SEN:
- Proceso de planeación a corto, mediano y largo plazo (54 Criterios P)
- Operación en estado normal (120 Criterios OP)
- Interconexión de centrales eléctricas (18 Criterios INTG)
- La conexión de los Centros de carga (15 Criterios CONE)
- La construcción de una red eléctrica inteligente en materia de telemetría, interoperabilidad y seguridad de la información (23 Criterios REI)
- Los criterios mínimos de operación para los sistemas eléctricamente aislados (65 Criterios SEA)
- Las disposiciones específicas para el sistema interconectado de Baja California (Criterio BC con 10 incisos)
Una vez establecidos los 295 criterios, el documento inscribe seis manuales regulatorios que congregan los diversos aspectos, procesos y situaciones relacionados con la planeación, desarrollo, mantenimiento, operación, ampliación y modernización del SEN.
Manual Regulatorio de Planeación del SEN
Contiene las guías, lineamientos y descripción de la metodología para los programas de ampliación y modernización del SEN como el Prodesen, que prevé las condiciones esperadas y pronósticos de demanda, expansión, costos de inversión en el corto, mediano y largo plazo, así como su planeación y pronóstico con 5, 10 y 15 años de anticipación. Se prevé su ratificación o ajuste en forma anual.
En lo que se refiere a la planeación de la expansión, se inicia con varios años de anticipación tomando en cuenta que los procesos de asignación de recursos, obtención de derechos inmobiliarios, selección y adquisición de terrenos, de equipos, etcétera, requieren una previsión considerable para llevarse a cabo.
Clasifica las condiciones operativas de los sistemas eléctricos, acordes a los criterios internacionales en cuatro categorías: A, operando con sus N elementos, es decir, sin contingencia; B, con un elemento menos (Criterio N-1); C, con la pérdida de dos elementos (Criterio N-2), y D, que caracteriza el desempeño del sistema eléctrico en eventos críticos extremos.
En la planeación del SEN se definen y evalúan los criterios de seguridad y confiabilidad en términos de su comportamiento bajo varias contingencias, se toma en cuenta un criterio de probabilidad de pérdida de carga (índice LOLP); se estipulan los parámetros y rangos de tensión en estado estable, las condiciones en estado transitorio y los límites de transmisión entre Centrales Eléctricas (de acuerdo con el margen de estabilidad y capacidad térmica de los conductores que las unen). Asimismo, establece el nivel de aislamiento en los equipos, los márgenes de potencia reactiva para reducir pérdidas y caídas de tensión.
Un aspecto destacable es que establece el costo de la energía no suministrada en 2.61 USD/kWh, el cual reflejará el valor que tiene para la economía cada kWh que deje de suministrarse.
Manual Regulatorio de Estados Operativos del SEN
El precepto básico es que el SEN debe ser operado de manera que se minimice la probabilidad de contingencias o de que existan problemas de estabilidad de voltaje, frecuencia, estabilidad angular u operaciones de equipos fuera de los límites de diseño que pudieran ocasionar la pérdida en cascada de sus elementos, colapsos o formación de islas eléctricas. Es decir, que mantenga sus condiciones estables en la condición operativa posterior a cualquier contingencia.
Este manual clasifica, caracteriza y describe las acciones y responsabilidades del Cenace, los transportistas, distribuidores, centrales eléctricas y de los integrantes de la industria eléctrica, para operar minimizando los impactos en los tres distintos estados operativos del SEN: normal, de emergencia y restaurativo.
Manual Regulatorio de Control y Operación de la Generación del SEN
Establece las definiciones y criterios para la administración de la potencia activa, el control y la operación de la generación, para garantizar que el SEN se mantenga en el Estado Operativo Normal caracterizado en el manual anterior. También define las acciones para que la reserva operativa permita en cualquier instante mantener la frecuencia, con el fin de evitar afectaciones a los Centros de Carga ante la contingencia sencilla más severa. El valor de esta reserva debe ser calculada cada 10 minutos. Asimismo, establece los lineamientos de cómo deberá distribuirse, tomando en cuenta el tiempo requerido para hacerla efectiva y las limitantes de transmisión. Cada área de control del Cenace debe operar su sistema con capacidad instalada bajo el control automático de generación (CAG), cuyo funcionamiento se deberá revisar semestralmente.
Cenace
- Control operativo del Sistema Eléctrico Nacional (SEN)
- Se encarga de la administración de la potencia activa, el control y la operación de la generación de la energía eléctrica del país
- Debe garantizar que el SEN se mantenga en Estado Operativo Normal
- La Reserva operativa debe ser calculada cada 10 minutos
- Establece los lineamientos de cómo debe distribuirse
Manual Regulatorio de Coordinación Operativa
De carácter técnico-operativo, tiene como objetivo establecer las reglas que debe cumplir el personal operativo de los centros de control del Cenace, los transportistas, distribuidores y participantes del mercado en la operación del SEN. Para ello, se instauran los niveles jerárquicos ilustrados abajo:
Se establece y coordina la estrategia operativa de todos los niveles con el Cenace para preservar las condiciones de operación normal del SEN; asimismo, las pautas operativas antes, durante y después de problemas o disturbios locales, o en determinadas regiones geográficas.
Los lineamientos para la interacción entre los diferentes centros de control del Cenace, transportistas, distribuidores y participantes del mercado, a efecto de sostener operativamente la calidad, sustentabilidad, seguridad, mantenimiento y confiabilidad del SEN en cada uno de los ámbitos geográficos.
Se informa a las centrales eléctricas el momento en que pueda sincronizarse a las RGD.
Las reglas en lo referente a las obligaciones de entrega, recepción, registro, almacenamiento y confiabilidad de la información, uso de las comunicaciones, así como de la compatibilidad informática.
La reglamentación a la que deben sujetarse todos los generadores conectados al SEN en el aspecto operativo, incluidas reglas básicas que rigen el uso de la red eléctrica.
Los lineamientos en los procesos de solicitud, autorización, concesión y retiro de Licencias.
También se norma la nomenclatura y uso de colores de tableros mímicos, dibujos, unifilares y monitores de computadora. Será de uso obligatorio y uniforme en todo el territorio nacional a fin de facilitar su representación gráfica, así como identificar tensiones, estaciones y equipos.
Estructura del Código de Red
Contiene 4 grupos de Disposiciones que, a su vez, agrupan 295 criterios para ordenar siete aspectos de relevancia:
- El Proceso de planeación del Sistema Eléctrico Nacional
- La operación del SEN en estado normal
- La interconexión de Centrales Eléctricas
- La conexión de los Centros de Carga
- La construcción de una red inteligente de información
- Los Criterios de operación para los sistemas eléctricos aislados
- El sistema interconectado de Baja California
Manual Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la Interconexión de Centrales Eléctricas al SEN
Se establecen los requerimientos técnicos para la interconexión de las Centrales eléctricas al SEN bajo la premisa de preservar en todo momento la confiabilidad y la seguridad del mismo; así como de establecer condiciones justas de competencia entre los participantes del MEM.
Se categorizan las centrales eléctricas tomando en cuenta su capacidad instalada. De igual forma, se establecen, entre otros, los requerimientos de interconexión ante variaciones de tensión, control de potencia reactiva, rangos de frecuencia, tiempos mínimos de operación, limitación parcial de potencia, respuesta ante baja frecuencia y las condiciones para reconexión automática.
También se inscriben los requerimientos de control de tensión en condiciones dinámicas o de falla; así como los relativos a los de la restauración del sistema y reconexión después de un evento.
Por último, se especifican los requerimientos generales de calidad de energía, desbalance máximo, variaciones máximas de tensión, parpadeos, variaciones rápidas en la tensión, contenido máximo de armónicos y de no inyección de corriente directa en el punto de interconexión.
Manual Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la conexión de Centros de Carga
Se establecen los requerimientos técnicos que deben cumplir los Centros de Carga (CC) en estado operativo normal, enlazados al SEN en alta tensión o en media tensión. Los CC que se conecten en estas tensiones, deben cumplir con los requerimientos de este Manual, en un plazo que no podrá exceder de tres años.
Deberán soportar variaciones de tensión de manera permanente y seguir conectados de acuerdo con los valores de la tabla mostrada abajo, siendo la tensión máxima el valor que soporta el aislamiento de los equipos del centro de carga y la tensión mínima, el 95 por ciento de la tensión nominal.
En condiciones distintas al Estado Operativo Normal, los CC deberán soportar variaciones de tensión de manera temporal, el 110 por ciento del valor nominal hasta por 20 minutos, y como tensión temporal mínima, el 90 por ciento del valor nominal de tensión.
Se asienta la condición de permanecer conectados ante condiciones transitorias de variación de tensión cuando se encuentren dentro de la “región de funcionamiento sin interrupción”, que se ilustra en la siguiente figura desarrollada por el Consejo industrial de Tecnología de Información (ITIC, por sus siglas en inglés).
En relación a las variaciones de frecuencia deberán permanecer conectados conforme a los establecido en la siguiente tabla:
En lo relativo a las corrientes de corto circuito, el Cenace debe calcular e informar a los centros de carga a conectarse en alta tensión, los valores de corto circuito máximo y mínimo trifásicos y monofásicos en el punto de conexión. El distribuidor deberá hacer lo mismo para los centros de carga a conectarse en su red de media tensión en el punto de conexión.
Los niveles de corto circuito proporcionados por el Cenace y por el distribuidor se deben calcular tanto para dimensionar el equipo eléctrico, como para la coordinación de protecciones.
La siguiente figura muestra el último reporte público de los niveles de corto circuito publicado en diciembre de 2016. Como información destacable, se observa que el mayor número de subestaciones eléctricas (2,206) es en tensiones de 115 kV.
Un aspecto relevante es el relativo a los valores del Factor de Potencia (FP), ya que los requerimientos estipulan un FP mínimo del 95 por ciento en atraso con mediciones cinco-minutales, cumpliéndolo, al menos, cada periodo mensual.
Asimismo, se establece que dicho valor para el 2026 deberá ser del 97 por ciento, con mediciones cinco-minutales, de cada periodo mensual.
Revisión y actualización del Código Red
La CRE constituirá un Comité Consultivo de Confiabilidad, el cual debió iniciar sesiones en abril de 2017 (un año después de la expedición del CR). Este Comité será un órgano propositivo y de opinión que tendrá por objeto contribuir al proceso de revisión, actualización, normalización y consulta pública de los manuales, procedimientos y criterios contenidos en el Código.
Las modificaciones propuestas serán consideradas de la siguiente forma:
Revisión y actualización: con apoyo del Comité, la CRE revisará los Criterios Técnicos Generales y las Disposiciones Operativas del SEN que componen el CR de manera anual durante los primeros cinco años y, posteriormente, cada tres años. Para lo anterior se tomarán en cuenta los desarrollos tecnológicos más recientes de la industria eléctrica. Asimismo, los integrantes del Comité podrán proponer realizar el proceso de revisión de manera anticipada, y en su caso, la CRE realizará la actualización correspondiente.
Pronósticos
- Se efectúa en cada una de las 8 regiones
- Se estima el consumo, la demanda máxima integrada anual, los factores de carga históricos y los previstos para cada tipo de consumidor
- Se elaboran los planes de crecimiento a corto, mediano y largo plazo
- Se analiza la evolución histórica de la demanda máxima, las pérdidas totales de energía, entre otros factores de estudios
Consulta Pública: antes de aprobar alguna actualización al CR, la CRE podrá someter dicha actualización a un proceso de consulta pública para efecto de que los interesados no integrantes del Comité emitan su opinión y comentarios en un plazo no mayor a 30 días hábiles.
Requerimientos de interconexión para las Centrales Eléctricas
Se establecen los relativos a:
- Calidad de energía
- Desbalance máximo
- Variaciones máximas de tensión
- Parpadeos
- Contenido máximo de armónicos
- Control de potencia reactiva
- Rangos de frecuencia
- Tiempos mínimos de operación
- Limitación parcial de potencia
- Las condiciones para reconexión automática
Para los Centros de Carga – Factor de Potencia (FP)
(Indicador del aprovechamiento de energía eléctrica)
(FP) mínimo del 95 % con mediciones cinco-minutales, cumpliéndolo, al menos, el 95 % de cada periodo mensual
… y para el 2026
(FP) mínimo del 97 %
Factor de Potencia (FP) mínimo del 97 %, durante el 97 % de cada periodo mensual
Supervisión y vigilancia
La vigilancia del cumplimiento del CR se sujetará a las disposiciones administrativas de carácter general para la verificación e inspección de la industria eléctrica en las actividades de generación, transmisión, distribución y consumo de energía eléctrica, y de planeación, operación y control del SEN, expedidas por la CRE. En ellas se establecerán indicadores, métricas y otros mecanismos de evaluación del comportamiento del SEN. La CRE podrá llevar a cabo los actos de verificación e inspección que determine necesarios por conducto de los servidores públicos que tenga adscritos, o mediante Unidades de Inspección o de Verificación cuando se trata de normas oficiales mexicanas por ella emitidas.
Los integrantes de la industria eléctrica que dejen de observar las disposiciones establecidas en el CR (de manera grave a juicio de la CRE), se sujetarán a las sanciones establecidas en la LIE.
Comentario final
El Código de Red es un instrumento extenso (su decreto consta de 179 hojas) y es vital para entender las nuevas reglas que rigen las acciones relacionadas con cualquier faceta o proceso del SEN. El reto es mayúsculo, en especial para la CRE y para la Sener, por lo que se debe prestar atención a su gestión, calidad y oportunidad de sus tareas y responsabilidades. La nueva política energética está modificando el presente y para alcanzar mejores escenarios eléctricos, es necesario apuntalar seis ejes: eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad. Con ello, se tendrá la confianza, abonada por una gestión sólida, de coadyuvar al desarrollo de una mejor industria eléctrica nacional.
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Víctor M. Rodríguez Reyna
Ingeniero Mecánico Electricista por la UNAM, cuenta con un diplomado en Administración Pública. Especialista en ahorro y calidad de energía eléctrica a nivel industrial, comercial y del sector servicios. Además, es miembro de AMERIC y de la ASHRAE Capítulo CDMX. Actualmente, es director general de Capacitores Alpes Technologies.
