De acuerdo al portal de la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (CONAMER), desde la fecha de publicación del anteproyecto (22/07/2019) de Actualización del Código de Red, se recibieron 80 comentarios provenientes de asociaciones empresariales, empresas y particulares.

El expediente completo contiene:

Archivo Regulación.- 20190720015752_47740_N_Proyecto Resolución_Código de Red_19 07 2019.pdf

Archivo Regulación.- 20190720015752_47740_N_MIR Código de Red_19 07 2019.pdf

Archivo Regulación.- 20190720015751_47740_N_Actualización del Código de Red_19 07 2019.pdf

Los interesados en realizar más comentarios aún pueden enviarlos mediante la plataforma de la Conamer (http://www.cofemersimir.gob.mx/portales/resumen/47740). El plazo de de consulta pública vence el próximo lunes, 2 de septiembre.

De allí, se estima que hacia el mes de octubre se cuente finalmente con el Dictamen de Conamer y el avance de esos documentos en la CRE.

En relación a energías renovables, los principales temas abordados fueron: criterios para la evaluación de los proyectos, capacidad declarada en el permiso de generación de proyectos eólicos y solares, e influencia de los cambios de componentes en la asignación de rampa y el valor de la consigna de potencia activa.

La Asociación Mexicana de Energía Solar fue una de las que participó enviando comentarios. Según Alejandro Velazquez Carbajal, los siguientes aportes fueron recabados de miembros de ASOLMEX:

Página:20 Sección: B. Gestión del Código de Red. Numeral: B.2 La CRE podrá apoyarse del CENACE, Transportista y Distribuidor para llevar a cabo los actos de monitoreo y vigilancia del cumplimiento del Código de Red que considere necesarios, siempre y cuando estén debidamente justificados. Asimismo, la CRE podrá llevar a cabo los actos de inspección que determine necesarios por conducto de los servidores públicos que tenga adscritos o mediante Unidades de Inspección.

COMENTARIO: Se considera conveniente incorporar una previsión espejo para apoyarse en otra entidad independiente (ie monitor de mercado) para monitoreo y vigilancia del cumplimiento de condiciones inherentes a CENACE (ie. despachos fuera de mérito y asignaciones de unidades según su orden de mérito)

Página: 149 Sección: 6.9 Criterios para el análisis Costo-Beneficio de los PAMRGD Criterios para la evaluación de los proyectos.

COMENTARIO: La evaluación de proyectos no tiene una naturaleza técnica, tal vez tenga mayor afinidad en otro documento ajeno al código de red.

Página: 166 Sección: MANUAL REGULATORIO DE COORDINACIÓN OPERATIVA Capítulo 1 Responsabilidades Numeral: 1.1.2. d. Corresponde a la CRE la vigilancia de la aplicación de las reglas contenidas en el presente Manual Regulatorio, así como su revisión y actualización permanente para mantenerlo acorde con la LIE. La CRE podrá apoyarse en el Cenace, Transportista y Distribuidor para su revisión y actualización.

COMENTARIO: Se considera conveniente incorporar una previsión espejo para apoyarse en otra entidad independiente (ie monitor de mercado) para monitoreo y vigilancia del cumplimiento de condiciones inherentes a CENACE (ie. despachos fuera de mérito y asignaciones de unidades según su orden de mérito)

Página: 294 Sección: 3.6.1 Capacidad de potencia reactiva a potencia máxima para Centrales Eléctricas Asíncronas tipo C y D Numeral: i. Síncrona.

COMENTARIO: Asíncrona (se sugiere revisión integral del texto del código de red para evitar inconsistencias o nomenclatura cruzada para condiciones de centrales síncronas/asíncronas)

Página: 303 Sección: 4.3.1 Respuesta ante fallas para Centrales Eléctricas tipo D Numeral: Tabla 4.3.1.B: Síncronas

COMENTARIO: Asíncronas (se sugiere revisión integral del texto del código de red para evitar inconsistencias o nomenclatura cruzada para condiciones de centrales síncronas/asíncronas)

Página: 303 Sección: 4.3.1 Respuesta ante fallas para Centrales Eléctricas tipo D Numeral: Figura 4.3.1.B Requerimiento de respuesta de las Centrales Eléctricas Asíncronas tipo D (Zona A), ante condiciones dinámicas o de falla (antes, durante y post falla).

COMENTARIO: Esta condición es imposible de reproducir en campo, en laboratorio resulta inviable pues no hay laboratorios nacionales con estas capacidades, siendo que los existentes tienen una limitante de potencia muy reducida (ie. 45 kW). Debería aclararse respecto de las validaciones en campo que esta condición se pueda probar en simulación computarizada o en su defecto se acepten simulaciones físicas del fabricante.

Página: 309 Sección: 6.2.3 Modelos de simulación para Centrales Eléctricas tipo C Numeral: ii. La Central Eléctrica asegurará que los modelos provistos se han verificado contra los resultados de las pruebas de conformidad contempladas y comunicarán los resultados de la verificación al Cenace.

COMENTARIO: Las pruebas de validación en campo comprueban que los supuestos de los modelos previstos son veraces. Favor de aclarar a que verificación se refiere esta previsión.

Página: 309 Sección 6.2.3 Modelos de simulación para Centrales Eléctricas tipo C Numeral: iii.C. amortiguador de oscilaciones de potencia para Centrales Eléctricas asíncronas (POD)

COMENTARIO: No se considera estándar en modelos de simulación, se sugiere omitir.

Página: 309 Sección: 6.2.3 Modelos de simulación para Centrales Eléctricas tipo C Numeral: iii.D. Modelos de protección de la Central Eléctrica;

COMENTARIO: No se considera estándar en modelos de simulación, se sugiere omitir.

Página: 309 Sección: 6.2.3 Modelos de simulación para Centrales Eléctricas tipo C Numeral: iv.A. El formato en el que la Central Eléctrica proporcionará los modelos; y

COMENTARIO: Se sugiere acotar y homologar los formatos disponibles según su utilización habitual en el mercado internacional, el formato debería servir a fines prácticos (ie. no solicitar dos formatos distintos para un mismo proyecto) y mantenerse constante a lo largo del proceso de interconexión,

Página: 310 Sección: 6.2.3 Modelos de simulación para Centrales Eléctricas tipo C Numeral: vi. De acuerdo a la Especificación Técnica General que emita la CRE, los modelos proporcionados por la Central Eléctrica deben ser validados mediante pruebas en campo, la conformidad de este requerimiento es indispensable para la declaratoria de entrada en operación normal.

COMENTARIO: Resulta conveniente desarrollar una previsión transitoria detallada en ausencia de la Especificación Técnica General no emitida actualmente por la CRE (ie. tiempos de aplicación de pruebas, aceptación de simulaciones digitales para pruebas en condiciones de red fuera de valores seguros como 1.05 pu o 0.95 pu, bandas de tolerancia de Pmax/Pref ante condiciones climáticas no idóneas, etc.), sin una previsión transitoria los criterios de aplicación quedan a discreción del tercero responsable de la prueba, siendo que a la fecha no hay terceros autorizados en registro de la CRE.

Página: 310 Sección: 6.2.6 Método de aterrizado del neutro para Centrales Eléctricas tipo C Numeral: i. La disposición de puesta a tierra del punto neutro en el lado de la red, de los transformadores elevadores de la Central Eléctrica debe cumplir con las especificaciones técnicas emitidas por la CRE.

COMENTARIO: En su ausencia, ¿Qué especificación o condición aplica de forma transitoria?

Página: 280 Sección: 1.2 Clasificación de las Centrales Eléctricas Numeral: 1.2 A modo de aclaración, se distingue entre Capacidad Instalada Neta (capacidad máxima en el punto de interconexión) y la Capacidad de Generación Máxima Bruta (MW), a la salida de los bornes de la Central Eléctrica, que se requiere en el Permiso de Generación de la CRE (RES/182/2015)

COMENTARIO: «En el permiso de generación de Centrales Eólicas y Solares la Capacidad declarada en el permiso de Generación es la Capacidad Nominal instalada que no es la misma Capacidad de Generación Máxima Bruta (MW) a la salida de los bornes de la Central Eléctrica esto debido a las pérdidas eléctricas en el sistema colector que pueden ser de hasta del 2%. Esto se debería aclarar o especificar claramente.»

Página: 286 Sección: 2.2.6 Control de potencia activa y su rango de control Numeral: 2.2.2006 La Central Eléctrica debe ajustar el valor de la consigna de potencia activa como le sea instruida por el CENACE. La Central Eléctrica implementará el valor de consigna con una rampa previamente definida entre el CENACE y la Central Eléctrica, durante los Estudios de Impacto.

COMENTARIO: La Central Eléctrica implementará el valor de la consigna con una rampa previamente definida entre el CENACE y la Central Eléctrica durante los Estudios de Impacto.  Comentario; Si durante la fase de construcción la configuración eléctrica de la CE cambia (inversores, aerogeneradores, sistema colector etc) con respecto a la solicitud del Estudio de Impacto; CENACE deberá asignar una nueva rampa o se utilizará la previamente establecida en el Estudio de Impacto

Página: 313 Sección: 2.2.10 Tiempo máximo de respuesta de regulación de frecuencia entre su rango de regulación de potencia activa Numeral: 2.2.10 La Central Eléctrica debe responder a la frecuencia desde el límite máximo de al límite mínimo de regulación de potencia activa mostrados en la Tabla 2.2.2. A o viceversa, en un tiempo máximo de 15 minutos. Al especificar el tiempo, el Cenace tomará en cuenta el margen de potencia activa y la fuente primaria de energía de la Central Eléctrica. Dentro de los límites de tiempo especificados, el control de potencia activa no debe tener ningún impacto adverso en la respuesta a la frecuencia de la Central Eléctrica

COMENTARIO: La Central Eléctrica debe responder a la frecuencia desde el límite máximo al de límite mínimo de regulación de potencia activa mostrados en la Tabla 2.2.2 A o viceversa, en un tiempo máximo de 15 minutos. Comentario: ¿El tiempo máximo de respuesta para ir del límite máximo al límite mínimo de regulación de potencia activa es 15 minutos como lo indica este apartado o 30 segundos de acuerdo a la Tabla 2.2.2.A?

Página: 294 Sección: 3.6.1 Capacidad de potencia reactiva a potencia máxima para Centrales Eléctricas Asíncronas Tipo C y D Numeral: i. La Central Eléctrica síncrona debe tener la capacidad de mantener su potencia reactiva en un rango de factor de potencia de al menos 0.95 en atraso y 0.95 en adelanto en el punto de interconexión.

COMENTARIO: corregir la palabra síncrona por asíncrona