Informe de Autoevaluación de la Gestión

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Informe de Autoevaluación

de la Gestión

Segundo Semestre

2019

Informe Anual de Autoevaluación de la Gestión, Segundo Semestre 2019

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Centro Nacional de Control de Energía

1. Situación Operativa y Financiera ....................................................................................................................... 5 I. Situación Operativa ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 5

A) Estructura Orgánica ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 5 B) Personal al 31 de diciembre de 2019, por cada Unidad Administrativa del CENACE ----------------------------- 7 C) Personal al 31 de diciembre de 2019 ------------------------------------------------------------------------------------------- 8 D) Acciones realizadas para concluir la Transferencia de inmuebles de la CFE al CENACE y fecha estimada para su conclusión ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 9 E) Tecnologías de Información y Comunicaciones (TIC’S) ------------------------------------------------------------------- 9 F) Control del Sistema Eléctrico Nacional, en función de la Demanda de Energía y del Margen de Reserva Operativa. --------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 13

1.- Condiciones Relevantes ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 15 2.- Eventos Relevantes---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 20 3.- Confiabilidad y Seguridad del Sistema Eléctrico Nacional ------------------------------------------------------------------------- 24

G) Congestiones en Enlaces Relevantes, indicando el tiempo y energía o potencia congestionada y la causa de estas. ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 25

1.- Congestión enlace Malpaso/Manuel Moreno Torres-Tabasco y hacia la Península de Yucatán ------------------------ 25 2.- Congestión enlace saliendo de Zona Hermosillo ------------------------------------------------------------------------------- 26 3.- Congestión Enlaces Noreste-Norte ----------------------------------------------------------------------------------------------- 27 4.- Congestión Enlaces Ramos Arizpe hacia El Salero y Derramadero hacia Primero de Mayo ---------------------------- 27 5.- Congestión en los Autotransformadores de Mazatlán ------------------------------------------------------------------------ 28 6.- Congestión Enlace Tamos hacia Poza Rica Dos -------------------------------------------------------------------------------- 29 7.- Congestión Enlace Durango Mazatlán ------------------------------------------------------------------------------------------- 29 8.- Congestión Enlace Querétaro Tula ---------------------------------------------------------------------------------------------------- 30 9.- Congestión Enlace Mazatlán Tepic ---------------------------------------------------------------------------------------------------- 30

H) Avances en relación con la operación del Mercado Eléctrico Mayorista -------------------------------------------- 35 Modificaciones a las Reglas del Mercado ------------------------------------------------------------------------------------------------- 35 Mercado de Energía de Corto Plazo ------------------------------------------------------------------------------------------------------- 36 Proceso del Mercado del Día en Adelanto ----------------------------------------------------------------------------------------------- 36 Mercado de Tiempo Real ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 43 Certificados de Energía Limpia------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 45 Derechos Financieros de Transmisión ---------------------------------------------------------------------------------------------------- 46 Subastas de Mediano y Largo Plazo ------------------------------------------------------------------------------------------------------ 46

I) Participantes del Mercado -------------------------------------------------------------------------------------------------------- 47 J) Situación del funcionamiento de los mecanismos de estados de cuenta, facturación y pagos -------------- 50 K) Controversias del Mercado Eléctrico ------------------------------------------------------------------------------------------ 57 L) Avances en el Cálculo de Liquidaciones -------------------------------------------------------------------------------------------- 60 M) Avances en la Medición --------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 70 N) Avances en la integración y funcionamiento de los Comités Consultivos de Análisis de Reglas del Mercado especializados, y del Comité de Confiabilidad ---------------------------------------------------------------------------------------------- 76 O) Solicitudes de Estudio Indicativo, Estudio de Impacto, Estudio de Impacto Versión Rápida, Estudio de Instalaciones, Estudios de Servicios de Transmisión (porteo), Solicitudes para Contrato de Interconexión --------------------- 79 P) Avances relacionados con la planeación de la expansión de la Red Eléctrica ------------------------------------------------ 86

II. Situación Financiera del CENACE ------------------------------------------------------------------------------------------------------- 91 Estado de Situación Financiera al 31 de diciembre de 2019 y 2018 OPD ------------------------------------------------------------- 91 Estado de Resultados de los periodos 01 de enero al 31 de diciembre de 2019 y 2018 -------------------------------------------- 93

III. Situación financiera del Mercado Eléctrico Mayorista ------------------------------------------------------------------------------- 95 IV. Ingresos Obtenidos a partir de las tarifas establecidas por la CRE para la operación del CENACE -------------------------- 97 V. Observaciones de Instancias Fiscalizadoras ------------------------------------------------------------------------------------------ 98

Informe Anual de Autoevaluación de la Gestión,

Segundo Semestre de 2019

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VI. Estado que guarda el sistema de control interno institucional -------------------------------------------------------------------- 99 VII. Avance en la Administración de Riesgos Institucionales --------------------------------------------------------------------------- 99

2. Integración de programas, presupuestos y sistemas de evaluación del desempeño (SED) ........................ 100 VIII. Integración de Programas -------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 100 IX. Eficiencia en la Captación de los Ingresos ------------------------------------------------------------------------------------------- 101 X. Efectividad en el ejercicio presupuestal ---------------------------------------------------------------------------------------------- 103 XI. Metas e Indicadores de Desempeño -------------------------------------------------------------------------------------------------- 104 XII. Programa Anual de Evaluación y Aspectos Susceptibles de Mejora ------------------------------------------------------------- 107 XIII. Herramientas para el monitoreo y seguimiento del desempeño institucional -------------------------------------------------- 108

3. Cumplimiento de la Normatividad y Políticas Generales, Sectoriales e Institucionales .............................. 109 XIV. Ley de la Industria Eléctrica y su Reglamento -------------------------------------------------------------------------------------- 109 XV. Ley Federal de Remuneraciones de los Servidores Públicos, Reglamentaria de los artículos 75 y 127 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos ------------------------------------------------------------------------------------- 110 XVI. Programa Nacional de Combate a la Corrupción y a la Impunidad, y de Mejora de la Gestión Pública 2019-2024 ----- 110 XVII. Transparencia y Archivos --------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 111 XVIII. Contrataciones --------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 117 XIX. Medidas de Austeridad, Racionalidad, Disciplina y Control del Ejercicio Presupuestario ------------------------------------- 118 XX. Otras leyes y disposiciones relevantes que se considera conveniente resaltar ------------------------------------------------ 121 Comité de Transparencia ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 121 Comité de Ética y Prevención de Conflictos de Interés ------------------------------------------------------------------------------------- 123 Comité de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios -------------------------------------------------------------------------------------- 126 Comité de Bienes Muebles ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 126 Comité de Control y Desempeño Institucional (COCODI) ---------------------------------------------------------------------------------- 127

4. Situación que guardan los Fideicomisos Públicos no Paraestatales ............................................................. 127 5. Litigios en Proceso .......................................................................................................................................... 129 6. Logros, problemática, riesgos y perspectiva relevantes de la gestión ......................................................... 134

XXI. Logros ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 134 7. Otros Temas .................................................................................................................................................... 141

Anexo 1 ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 146 Anexo 2 ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 147 Anexo 3 ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 149



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Presentación

De conformidad con lo establecido en los artículos 59, fracción XI de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales y 30 de su Reglamento, el CENACE debe elaborar un Informe de Autoevaluación de la Gestión en el que se destaque la eficiencia y la eficacia en el desempeño de la entidad, el cual deberá presentarse al Consejo de Administración, escuchando al Comisario Público. Por otra parte, el Decreto por el que se crea el CENACE, establece en su artículo Décimo Tercero, fracción VIII, como facultad del Consejo de Administración analizar y, en su caso, aprobar el Informe Anual de la Gestión del CENACE que elabore el Director General. Atento a lo anterior, el Ing. Alfonso Morcos Flores, Director General del Centro Nacional de Control de Energía, somete a su consideración el presente:

Informe de Autoevaluación de la Gestión al segundo semestre de 2019



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1. Situación Operativa y Financiera

I. Situación Operativa

A) Estructura Orgánica

Durante el segundo semestre del 2019, la Dirección de Administración y Finanzas llevó a cabo acciones en materia presupuestal y de carácter organizacional que continuaron con los procesos de actualización y registro de la estructura organizacional básica del CENACE ante las dependencias globalizadoras, en congruencia con las medidas de austeridad promovidas por el Gobierno de México, mismas que a continuación se indican:

• El 28 de junio de 2019 se dictaminaron ante las Secretarías de Hacienda y Crédito Público (SHCP) y de la Función Pública (SFP), las solicitudes números MOV-2019-18-TOM-5 y MOV-2019-18-TOM-6, para efectuar la reubicación al Ramo 23 de ocho plazas de mando del CENACE, y una plaza de mando adscrita al Órgano Interno de Control, respectivamente, con la finalidad de dar cumplimiento a lo establecido en el Numeral 1 del Apartado B del Memorándum emitido el 03 de mayo de 2019 por el Titular del Ejecutivo Federal.

• El 14 de agosto de 2019 se remitió a la SFP, a través de la cabeza de sector, el planteamiento organizacional CENACE-JUL-2019, a través del cual se incluyeron, entre otros movimientos organizacionales, la cancelación de las plazas descritas en el párrafo anterior.

• El 17 de septiembre de 2019, mediante oficio SSFP/408/1875/2019 y SSFP/408/DGOR/1218/2018, la SFP aprobó y registró el planteamiento organizacional CENACE-JUL-2019, con vigencia de aplicación a partir del 1 de julio de 2019.

• El 28 de noviembre de 2019 mediante oficio CENACE/DAF-SA/397/2019 se envió a la SFP, a través de la cabeza de sector, la solicitud de registro del Catálogo de Puestos y Tabulador de Sueldos y Salarios de los Servidores Públicos de Mando del CENACE.

• El 27 de diciembre de 2019 mediante folio de solicitud número TAB-2019-18-TOM-13 del Sistema de Control Presupuestario de Servicios Personales de la SHCP, se autorizó el incremento salarial al tabulador de curva específica del CENACE, con vigencia de aplicación a partir del 28 de noviembre de 2019.

• Para el cierre de 2019, en la Trigésima Segunda Sesión Extraordinaria del Consejo de Administración del CENACE, celebrada el 17 de diciembre del 2019, se aprobó un Programa de Trabajo para el Redimensionamiento de la Estructura Organizacional del CENACE, cuyo



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objetivo es la revisión, actualización y conformación de la estructura orgánica del CENACE, es decir, es un programa que contempla todo un proceso de redimensionamiento de la estructura y la organización, transformando el diseño actual de la estructura orgánica, funcional y ocupacional de cada una de sus unidades administrativas, a fin de optimizar sus recursos humanos, financieros y materiales, apegados siempre a las políticas de austeridad y mejora de la gestión que ha impulsado el actual Gobierno de México.



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B) Personal al 31 de diciembre de 2019, por cada Unidad Administrativa del

CENACE

Área

NUEVO INGRESO CENACE OPD

TRANSFERIDOS CFE Operativo de

Confianza con Contrato por

tiempo determinado

Otro tipo, (outsourcing, etc),

especificar

Total

Conf. Sind. Total

Nuevo Ingreso

Conf. Sind. Total

Transferido

Corporativo 149 0 149 104 0 104 94 105 452

Gerencia de Control Regional Baja California

26 6 32 66 14 80 19

131

Gerencia de Control Regional Central

22 8 30 59 10 69 5

104

Gerencia de Control Regional Noreste

23 8 31 52 7 59 9 1 100

Gerencia de Control Regional Noroeste

12 5 17 59 13 72 9

98

Gerencia de Control Regional Norte

17 4 21 47 12 59 10

90

Gerencia de Control Regional Occidental

10 5 15 52 13 65 24

104

Gerencia de Control Regional Oriental

11 4 15 64 13 77 14

106

Gerencia de Control Regional Peninsular

12 4 16 43 13 56 17

89

Gerencia del Centro Alterno

5 0 5 38 6 44 22

71

Gerencia del Centro Nacional

19 0 19 43 17 60 36 19 134

Vacancia 4 4 25 14 39 43

Total general 310 44 354 652 132 784 259 125 1522

Tabla 1.- Plazas Ocupadas por Unidad Administrativa.



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C) Personal al 31 de diciembre de 2019

Tabla 2.- Total de Plazas en el CENACE por tipo de personal.

Con base en la tabla anterior, se tienen 1,479 Plazas Ocupadas, las cuales se muestran por Unidad Administrativa en la Tabla 1.

En resumen, las plazas del CENACE son:

Total de Plazas de Mando (Suma de A y B) 33

Total de Plazas de Personal Operativo (Suma de C, D y F) 1,105

Total de Plazas Autorizadas 1,138

Total de Personal Laborando (Plazas Ocupadas) 1,479

Total de Personal Laborando más Plazas Vacantes 1,522

No. Tipo de Personal

Plazas Transferidas de CFE Plazas Creadas en CENACE

OPD Gran Total

Ocupadas Vacante

s Subtota

l Ocupadas

Vacantes

Subtotal

A Mando Transferidos de CFE 2 - 2 - - - 2

B Mando con Curva Salarial

del Sector Central - 13 13 15 3 18 31

C Operativos de Confianza Transferidos de CFE

625 - 625 - - - 625

D

Operativos de Confianza con ingreso directo al CENACE OPD con Curva Salarial Específica

266 12 278 25 1 26 304

E

Operativos de Confianza con ingreso directo al CENACE OPD con Curva Salarial del Sector Central

- - - - - - -

F Sindicalizado 162 14 176 - - - 176

G Operativo de Confianza con Contrato por tiempo determinado

- - - 259 - 259 259

H Eventuales - - - - - - -

I Honorarios - - - - - - -

J Otro tipo, (outsourcing, etc), especificar

- - - 125 - 125 125

Total 1,055 39 1,094 424 4 428 1,522



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D) Acciones realizadas para concluir la Transferencia de inmuebles de la CFE

al CENACE y fecha estimada para su conclusión

En el caso del predio de Don Manuelito, referido como Gerencia del Centro Nacional, se realizaron reuniones con CFE Transmisiones y COOPERA como intermediario para lograr que se transfiera al CENACE el segundo piso del edificio anexo de las instalaciones en Don Manuelito y poder firmar el convenio respectivo. Sin embargo, se considera que derivado del cambio del personal en la administración de CFE no fue posible obtener respuesta. Al final del año, se envió a las nuevas autoridades de ambas áreas, un oficio recordando el tema pendiente; estando en espera de la respuesta, lo que no permite reportar avance durante este periodo.

E) Tecnologías de Información y Comunicaciones (TIC’S)

Actividades realizadas durante el segundo semestre 2019 en materia de Tecnologías de la Información y Comunicaciones, relativas a la planeación y aseguramiento en la continuidad de estas, así como de los servicios de TIC proporcionados:

a) Como parte de la Planeación Estratégica de TIC, con apego a las disposiciones normativas de la materia, se tiene lo siguiente:

En julio y octubre se llevaron a cabo respectivamente la novena y décima reuniones del Grupo de Trabajo para la Dirección de Tecnologías de Información y Comunicaciones (GTDTIC).

Entre los avances de los proyectos estratégicos que la DTIC logró al finalizar el año 2019, se cuenta con lo siguiente:

• Modernizar los esquemas de la Seguridad de la Información del CENACE 2019,

51.67% de avance.



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• Contar con la infraestructura de TIC para asegurar una adecuada atención de los servicios proporcionados por la DTIC - CENACE 2019, 77.5% de avance.

• Licenciamiento de Software Institucional CENACE 2019, 83% de avance.

De los cuales, se realizaron 8 proyectos de los comprometidos, y respecto a los demás, 2 proyectos se alinearon a las consolidaciones orquestadas por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público a través de la Oficialía Mayor y la Estrategia Digital Nacional de Presidencia de la República, mismos que más adelante no se lograron concretar por estas instituciones. Se obtuvo el dictamen no favorable por parte de la Unidad de Gobierno Digital de la Secretaría de la Función Pública, al proyecto de “Sistema de Protección Avanzada para la Administración de Accesos Lógicos”, en virtud de la aplicación de la Ley Federal de Austeridad Republicana impulsada por el Gobierno Federal. Asimismo, fueron cancelados 2 proyectos por el área de Finanzas de esta institución, la cual fungía como requirente, y 2 proyectos de la Unidad de Seguridad Informática que se trasladaron para 2020, con la intención de estudiar y adecuarlos a la Austeridad Republicana decretada por el Gobierno actual. Durante la Décima reunión se presentó ante el GTDTIC, los proyectos a ejecutar para 2020, los cuales se encuentran agrupados en 2 Proyectos Estratégicos (PETIC):

• PETIC 1 “Modernizar los esquemas de la Seguridad de la Información del CENACE y contar con los derechos de uso de licencias de software para asegurar la continuidad de la operación 2020”.

Conformado por los siguientes proyectos:

• Capacitación USI. • Servicio de certificados digitales. • Servicio de clientes de seguridad endpoint (5 soluciones). • Sistema de Protección Avanzada para Administración de Privilegios. • Soporte y Mantenimiento de Equipos de Seguridad Hillstone. • Suscripción de licenciamiento de monitoreo de ciberseguridad (Open

Source). • Licenciamiento de Microsoft / Azure. • Servicio de Adopción para uso de plataformas de desarrollo Open Source. • Servicios de suscripción de servicios de desarrollo Open Source.



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• PETIC 2 “Contar con la infraestructura de TIC para asegurar una adecuada atención de los servicios proporcionados por la DTIC - CENACE 2020”.

Conformado por los siguientes proyectos:

1. Mantenimiento de Comunicaciones. 2. Servicio de Multifuncionales. 3. Servicios de Telefonía Fija para las Unidades Administrativas que conforman

el CENACE.

En lo que respecta a las contrataciones en materia de TIC (adquisiciones, arrendamientos y servicios), se llevaron a cabo las gestiones administrativas y legales a las que hace referencia el marco normativo aplicable, para obtener las autorizaciones correspondientes de los proyectos del segundo semestre los cuales fueron:

• El Servicio de Instalación de Nodos de Cableado Estructurado para Consolas del

Sistema EMS/SCADA. • Adquisición, instalación, puesta en servicio, actualización y capacitación de la

Herramienta de Software para Estudios Económicos de Energía y Probabilísticos para la planeación de la Red Nacional de Transmisión para el CENACE.

• Servicio de soporte a la plataforma Linux Red Hat. • Servicio de soporte Open Source Oracle Linux, el cual por los tiempos no fue

posible su contratación. Se da seguimiento a los siguientes registros de solicitud de Programas Presupuestales de Inversión (PPI):

• No. 59813.- Modernización de equipos de infraestructura de comunicaciones del CENACE.

• No. 59767.- Programa de adquisiciones infraestructura crítica, actualización de los sistemas de aires acondicionados del CENACE (2020-2022).

• No. 59810.- Modernización de equipos críticos de infraestructura de RED del CENACE

• No. 59842.- Sistemas de Ciberseguridad para los sistemas EMS/SCADA. • No. 59878.- Adquisición de equipamiento eléctrico. • No. 59841.- Sistema de Seguridad Cibernética de TIC del CENACE.

b) Para dar la continuidad de los servicios de TIC en el CENACE se llevaron a cabo las siguientes actividades:

• Administración de 17 contratos que dan soporte a las plataformas informáticas para la

continuidad operativa del CENACE.



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• Asegurar la implementación del Sistema de Gestión de Seguridad de la Información del

CENACE, mediante la protección de los activos de información de la Institución, garantizando su integridad, confiabilidad y disponibilidad, y el fomento de una cultura de seguridad de la información a través de campañas de concientización.

• Diseño de Arquitectura de Servicio Nacional de Actualizaciones de Equipo de Cómputo. • Se instala nodo de internet en el edificio Corporativo. • Diseño de Arquitectura de Red Balanceo.

• Desarrollo y puesta en servicio de los siguientes proyectos por personal del CENACE:

• Sitio para el Comité de Confiabilidad del SEN y Subcomités. • Sistema de Pronóstico del CENACE (SIPCE). • Sistema de Armonización Contable para dar respuesta a la CONAC. • Sistema de Evaluación de Indicadores Operativos (ICV, PEPSM, PUNI,

FCUM). • Sistema de Gestión para las Disposiciones Operativas del Mercado (SGDOM). • Entrega del Desarrollo de la Cámara de Compensación (Módulos base). • Mejoras al Software de programación financiera – Transacciones Bilaterales

de Servicios. • Mejoras en la Interfaz de Validación de Facturación del Mercado. • Captura de Mecanismos de Planeación de Inversión. • Desarrollo del Sistema de Gestión para la Tecnologías de la Información

(SIGETIC). • Implementación de Código QR con librerías nativas de SAP (Facturas y notas

de C/D). • Configuración del servicio de mensajería instantánea por XMPP. • Desarrollo de la Oficialía de Partes electrónica (OPE). • Desarrollo del Sistema de Pronóstico de Crecimiento de la Demanda y

Consumo (SIPDC).

• Se creó el Grupo Institucional de Desarrollo de Sistemas (GIDS), para integrar los requerimientos de desarrollo de sistemas y establecer la priorización conforme a la planeación institucional.

• Se formalizó el procedimiento de evaluación de requerimientos, el cual forma parte del

proceso de desarrollo de software.



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• Se unificaron los diversos sitios web en la Institución, los cuales derivaron en la publicación del portal de Intranet institucional para el CENACE; lo anterior permitió el uso eficiente de la infraestructura destinada a los sitios de Intranet.

• Se promueve la capacitación del personal de TIC y se lograron 22 certificaciones en

Azure Fundamentals, durante el 2019.

• Se instaló una nube privada en el CENACE para el despliegue de aplicaciones utilizando tecnología Open Source.

• Puesta en producción del Bus de Servicio del CENACE, implementando el proceso de

reembolso y una interfaz de mercado.

• Implementación del Proyecto Sistemas EMS/SCADA del CENACE, en su etapa de instalación del Sistema, con un avance del 73% al segundo semestre del 2019.

F) Control del Sistema Eléctrico Nacional, en función de la Demanda de Energía y del Margen de Reserva Operativa.

Se muestra la evolución de la demanda máxima instantánea del Sistema Interconectado Nacional del 2018-2019 donde se aprecia un incremento en 2019. La demanda máxima alcanzada en el segundo semestre de 2018 fue de 46,075 MW acontecida el 24 de julio; el valor anterior fue superado en 8 ocasiones en el segundo semestre de 2019, teniendo la demanda máxima del segundo semestre el 15 de agosto a las 16:22 h con un valor de demanda suministrada de 46,869 MW, que equivale a un 1.72 % de incremento respecto al 2018.



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Gráfico No. 1 Comparativo de Demanda Máxima diaria del SIN

Gráfico No. 2 Demandas Máximas diaria del SIN durante 2019. .

Adicionalmente se muestra la comparación de la Reserva operativa contra la demanda máxima semanal 2018 vs 2019, concluyendo que durante 2019 se tuvieron valores mayores de Reserva Operativa y siempre estuvieron por arriba del 6%, que es el valor mínimo en estado operativo normal por confiabilidad de acuerdo con el código de red. Lo anterior se debe a la entrada en operación de generación al SIN y que el incremento de la demanda no fue significativo.



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Gráfico No. 3 Reserva Operativa y Demandas Máximas del 2018 y 2019 del SIN

Para el caso del sistema Baja California Sur, derivado de la indisponibilidad de generación, en 28 ocasiones el margen de reserva operativa fue menor al 4% que es el valor mínimo en estado operativo de alerta por confiabilidad de acuerdo con el código de red, por lo cual se aplicaron cortes de carga manual en 21 ocasiones, siendo la mayor afectación coincidente de 125.9 MW con una demanda no suministrada de 346.2 MWh.

1.- Condiciones Relevantes

La Generación indisponible de acuerdo con el programa de mantenimiento, comenzó el año con

una tendencia creciente y se mantuvo arriba del promedio anual (el cual fue de 3,361 MW), con

un máximo de indisponibilidad de 9,381 MW indisponibles el día 26 de noviembre; presentando

los valores mínimos del año que llegaron hasta 9.60 MW en la segunda mitad del mes de julio y

agosto.



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AC

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W)

INDISPONIBILIDAD DE GENERACIÓN POR MANTENIMIENTO

SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL 2019

Gráfico No. 4 Mantenimiento del SIN en el año 2019.

Durante los meses de julio y agosto se tuvieron demandas mayores a 45,000 MW instantáneos conjugado con problemáticas en el suministro de gas por parte de PEMEX ante bajas de disponibilidad en el Sistema Nacional de Gasoductos, afectando la disponibilidad de generación hasta de 2,515 MW en los meses de Julio a Septiembre, lo cual se disminuyó drásticamente con la entrada en operación del Gasoducto Marino Texas-Tuxpan, aunado a un alto índice de falla en las unidades generadoras desde 2,008 MW hasta 7,869 MW y degradación desde 1,332 MW hasta 3,715 MW; alcanzando una indisponibilidad no programada de manera coincidente máxima de 18,022 MW.



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Gráfico No. 5 Indisponibilidad de Generación del SIN del 2019

Durante el 2019, la generación eólica presentó un valor máximo de 4,198 MW el día 28 de julio, un

valor promedio anual máximo de 2,619 MW para el parque de generación fotovoltaica el valor

máximo presentado fue el día 13 de diciembre de 3,846 MW y un valor promedio anual máximo de

1,023 MW (promedio considerando los horarios de cero radiaciones solares, equivalente a 0 MW).



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Gráfico No. 6 Generación Eólica Máxima del 2019.

Gráfico No. 7 Generación Fotovoltaica máxima del 2019.



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/19

16

/7/1

9

23

/7/1

9

30

/7/1

9

6/8

/19

13

/8/1

9

20

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9

27

/8/1

9

3/9

/19

10

/9/1

9

17

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9

24

/9/1

9

1/1

0/1

9

8/1

0/1

9

15

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22

/10

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29

/10

/19

5/1

1/1

9

12

/11

/19

19

/11

/19

26

/11

/19

3/1

2/1

9

10

/12

/19

17

/12

/19

24

/12

/19

GE

NE

RA

CIÓ

N (

MW

)

EÓLICO CONTINUO ANUALSISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL 2019

EÓLICO EÓLICO PROMEDIO

Gráfico No. 8 Generación Eólica continua 2019.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

1/1

/19

8/1

/19

15

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9

22

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9

29

/1/1

9

5/2

/19

12

/2/1

9

19

/2/1

9

26

/2/1

9

5/3

/19

12

/3/1

9

19

/3/1

9

26

/3/1

9

2/4

/19

9/4

/19

16

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9

23

/4/1

9

30

/4/1

9

7/5

/19

14

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9

21

/5/1

9

28

/5/1

9

4/6

/19

11

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9

18

/6/1

9

25

/6/1

9

2/7

/19

9/7

/19

16

/7/1

9

23

/7/1

9

30

/7/1

9

6/8

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13

/8/1

9

20

/8/1

9

27

/8/1

9

3/9

/19

10

/9/1

9

17

/9/1

9

24

/9/1

9

1/1

0/1

9

8/1

0/1

9

15

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/19

22

/10

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29

/10

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5/1

1/1

9

12

/11

/19

19

/11

/19

26

/11

/19

3/1

2/1

9

10

/12

/19

17

/12

/19

24

/12

/19

GE

NE

RA

CIÓ

N (

MW

)

FOTOVOLTAICO CONTINUO ANUALSISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL 2019

FOTOVOLTAICO FOTOVOLTAICO PROMEDIO

*La generación solar se ha promediado incluso en los periodos sin radiación solar en donde la generación es cero.

Gráfico No. 9 generación Fotovoltaica continua 2019.



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2.- Eventos Relevantes

a) Eventos en Zona Huatulco y Acapulco

El 22 de julio a las 04:51 horas abrió de emergencia la línea de 115 kV Quemado-73410-Papagayo para sustitución de poste de madera dañado en la estructura 19. Por condiciones de bajo voltaje y para soportar la contingencia sencilla más severa se realizó afectación de carga por confiabilidad de hasta 11.8 MW, a las 13:13 horas quedó en servicio la línea y se recuperó la carga afectada.

Por licencias de emergencia y fallas de las líneas de 115 kV en la zona Huatulco y Acapulco se declararon en 2019, 25 estados operativos de emergencia. Se anexa resumen de dichas afectaciones.

Evento Sistema GCR FechaCarga máxima coincidente

afectada (MW)

Cantidad de ENS

[MWH]CAUSA

1 SIN ORI 16/1/2019 9.40 32.59 POR CONTROL DE VOLTAJE Y SOBRECARGA DE LA LT POC 73470 PUE ANTE LME DE LA LT CGN 73400 AZA

2 SIN ORI 10/2/2019 2.50 1.21 POR CONTROL DE VOLTAJE Y SOBRECARGA DE LA LT POC 73470 PUE ANTE LME DE LA LT QMD 73410 PPG

3 SIN ORI 6/4/2019 1.00 20.32 POR CONTROL DE VOLTAJE Y SOBRECARGA DE LA LT POC 73470 PUE ANTE LME DE LA LT PPG 73420 CGN













17 SIN ORI 10/12/2019 16.90 64.85 POR CONTROL DE VOLTAJE Y SOBRECARGA DE LT POC 73470 PUE ANTE LME DE LT CGN 73400 AZA.











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b) Eventos en Baja California Sur

El 24 de julio de 2019 de las 16:05 a las 16:26 horas el Sistema Eléctrico de Baja California Sur se declaró en Estado Operativo de Alerta por Reserva Operativa menor a 42 MW (monto de la unidad de mayor capacidad en el sistema). De las 16:26 a las 19:15 horas el Sistema Eléctrico de Baja California Sur se declaró en Estado Operativo de Emergencia por contar con un margen de reserva operativa menor al 4 % requerido para soportar la contingencia sencilla. A las 16:26 horas se afectaron por corte manual 6.5 MW de carga y a las 16:35 horas 6.4 MW de carga residencial. De las 16:27 a las 17:00 horas se afectaron por baja frecuencia 14.4 MW de carga. A las 19:15 horas se recupera toda la carga afectada. A las 19:15 horas el Sistema Eléctrico Baja California Sur paso de un Estado Operativo de Emergencia a un Estado Operativo de Alerta al no tener carga afectada y tener una Reserva Operativa mayor al 4 %.

Derivado del alto índice de falla y degradación de las unidades del sistema eléctrico de Baja California Sur durante 2019 se tuvieron 28 declaraciones de estados operativos de emergencia por bajo margen de reserva y en 21 ocasiones se realizaron afectaciones de carga manuales por confiabilidad, se anexa el resumen de las mismas.


afectada (MW)

Cantidad de ENS

[MWH]CAUSA

1 BCA BCS 12/6/2019 9.67 13.72 BAJO MARGEN DE RESERVA OPERATIVA POR FALLA Y DEGRADACION DE UNIDADES




















21 BCA BCS 18/12/2019 6.91 0.48PARA CONTROL DE FRECUENCIA POR SALIDA FORZADA DE LA U02 DE CENTRAL PUNTA PRIETA Y EVITAR LA OPERACIÓN DEL 81

PASO 1.



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c) Eventos en Zona Cozumel

El 31 de julio de 2019 a las 09:40 horas salió de servicio el cable submarino de 34.5 kV Playa del Carmen (PCN) 53170 Chankanaab Dos (CHS), por falla en coraza de acero de las tres fases, con licencia de emergencia hasta el 12 de agosto de 2019 a las 12:00 horas, por lo cual la Zona de Cozumel quedó alimentada únicamente con el cable submarino paralelo PCN 53180 CHS, con Estado Operativo de Alerta (SEN 3924), aunado a esta condición el cable submarino paralelo PCN 53180 CHS quedó con capacidad degradada, debido a resultados técnicos obtenidos por parte de LAPEM con licencia vigente hasta el 31 de diciembre de 2019, motivo por el que se realiza corte de carga manual el 8 de agosto de 20:36 horas a 22:03 horas para evitar la sobrecarga del cable submarino PCN 53180 CHS, alcanzado un máximo de 14.97 MW a las 20:38 horas.

A las 13:59 horas del 08 de octubre salieron de servicio los transformadores T5 y T6 (115/34.5 kV y 30 MVA cada uno) de PCN dejando fuera de servicio los cables submarinos de 34.5 kV PCN 53170 y 53180 CHS, por falla interna de aislamiento del Interruptor PCN 52050. Se afectaron 35.23 MW de carga urbana y turística de la isla de Cozumel, Quintana Roo, además 13.8 MW de generación de la Planta Turbo Gas de Chankanaab (CHB). Se inició el restablecimiento a las 14:26 horas al sincronizar por arranque negro en modo isla CHB U4 y a las 14:57 horas sincronizó CHS 53170 PCN, quedando enlazado la isla Cozumel con el Sistema Interconectado Nacional, concluyendo el restablecimiento a las 15:22 horas.

De las 11:31 a las 14:18 horas del 19 de octubre salió de servicio la Unidad 1 de la Central Turbo Gas de CHB afectándose 14.6 MW de carga urbana y turística de la isla de Cozumel, Quintana Roo por la operación del Esquema de Acción Remedial de Zona Cozumel al presentarse sobrecarga en los cables submarinos PCN 53170 y 53180 CHS declarando el Estado Operativo de Emergencia (SEN 4356).

En resumen, en 2019 se tuvieron que realizar 10 afectaciones de carga manual por confiabilidad en la isla de Cozumel, derivado de las fallas y degradaciones de los cables submarinos, así como de la falla de las unidades generadoras de la central Chankanaab.



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afectada (MW)

Cantidad de ENS

[MWH]CAUSA

1 SIN PEN 15/6/2019 1.00 0.38 POR CONTROL DE FLUJO EN EL ENLACE COZUMEL POR FALLA EN LS PCN 53180 CHS.

2 SIN PEN 16/6/2019 16.10 7.69 PARA OPERAR EN FORMA AISLADA ISLA COZUMEL Y PODER NORMALIZAR LS PCN 53180 CHS FALLADA.

3 SIN PEN 17/7/2019 18.62 9.24POR MANIOBRA DE EMERGENCIA POR LIBRANZA DE LS PCN 53180 CHS Y PODER NORMALIZAR LS PCN 53170 CHS FALLADA.

4 SIN PEN 31/7/2019 8.16 0.97POR CONTROL DE FLUJO EN LD PCN 53180 CHS POR FALLA EN LD PCN 53170 CHS Y SER INSUFICIENTE EL DAC. ACCION EJECUTADA

POR EL CCD SIN CONSULTA A CENACE.

5 SIN PEN 8/8/2019 17.94 22.41POR CONTROL DE FLUJO EN ENLACE PCN 53180 CHS Y PCN 53170 CHS POR SALIDA DE EMERGENCIA DE LA U 4 DE CTG

CHANKANAAB


CHANKANAAB


CHANKANAAB

8 SIN PEN 8/10/2019 34.85 46.01 POR DESCONEXION DE PCN T5 Y PCN T6 ANTE FALLA DEL INTERRUPTOR PCN 52050 Y SOBRECARGA DE PCN T6


CHANKANAAB


CHANKANAAB

d) Evento Zona Valle (Baja California)

El 02 de agosto a las 17:33 horas salió de servicio la Línea de Transmisión de 230 kV La Rosita (ROA) 93710 Santa Isabel (SIS) debido a incendio bajo la línea entre estructuras 11 y 12.

Se afectaron 294 MW de carga por operación del esquema de bajo voltaje, 36 MW de forma directa y 574 MW por variación de tensión, para un total de 904 MW de los municipios de Mexicali, Baja California y San Luis Rio Colorado, Sonora, quedando recuperado el 100% de la carga a las 17:40 horas.

Salieron de servicio las unidades 07 y 09 de Ciclo combinado Mexicali (CCM) con 23 y 19 MW respectivamente; así como Parque Fotovoltaico Cerro Prieto (PFC) con 2.2 MW. El Parque Rumorosa Solar (RUS) redujo su potencia de entrega de 38 MW a 17 MW durante el evento.

e) Evento en Sistema Baja California

El 02 de septiembre, el Sistema Baja California se encontraba con una indisponibilidad de generación de 51 MW por falla y 135 MW por degradación de unidades; importando 318 MW de CAISO.

A las 17:12 horas salió de servicio Ciclo Combinado Mexicali (CCM) U3 con 156 MW y 17:14 horas salió de servicio CCM U4 con 260 MW por tubos rotos en recuperador de calor en U3. A las 17:28 horas quedaron degradadas CCM U1 y U2 con 40 MW cada una por falla en U4 (estaban con 148 MW cada una).

De las 17:28 a las 23:41 horas se realizó corte de carga manual por control de flujo hacia j CAISO, alcanzado un máximo de afectación de 295 MW a las 18:06 horas y un máximo en el enlace con CAISO de 874 MW a las 18:06 horas; declarando un Estado Operativo de Emergencia (NOTA SBC 3642) en Sistema Eléctrico de Baja California.



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3.- Confiabilidad y Seguridad del Sistema Eléctrico Nacional

• Supervisión permanente del Sistema Interconectado Nacional en cumplimiento a los objetivos básicos mediante los criterios de confiabilidad, seguridad y continuidad del servicio ejerciendo el Mercado en Tiempo Real.

• Se cumplió con el Indicador de Control de Frecuencia manteniendo el valor dentro de los estándares establecidos, se dio seguimiento a los indicadores CPS1 y CPS2 en la Operación en Tiempo Real.

• Se mantuvo una supervisión permanente del Error de Tiempo, cumpliendo con los valores

estandarizados a nivel internacional.

• Seguimiento a la asignación de Unidades por Confiabilidad.

• Seguimiento a las asignaciones de Reserva programadas en el AUGC. • Cumplimiento de las Políticas Hidráulicas con base a los requerimientos del MEM.

• Justificaciones en el relatorio de las Desviaciones de Despacho en Tiempo Real con respecto a

lo programado en el día en adelanto.

• Seguimiento a la Disponibilidad de la Generación con base a mantenimientos, restricciones de

combustibles o fallas.

• En cumplimiento a la Normativa implementada para la vigilancia de las Condiciones Operativas

del Sistema Eléctrico Nacional, se realizaron 1005 declaratorias de Estados Operativos del SIN.

• Se atendieron 17,760 registros de solicitud de licencia para mantenimientos programados en las

Unidades Generadoras y Red de Transmisión en el Sistema Interconectado Nacional.

• Se realizaron 682 estudios de Flujos de Potencia en tiempo real para evaluar las condiciones

operativas del SIN.



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G) Congestiones en Enlaces Relevantes, indicando el tiempo y energía o potencia congestionada y su causa.

1.- Congestión enlace Malpaso/Manuel Moreno Torres-Tabasco y hacia la Península de

Yucatán

La congestión de los enlaces de Malpaso a Tabasco y hacia la Península, en general, fue debido a falta de suministro de gas natural hacia el gasoducto de Mayakán, lo cual implicó hacer un mayor uso de la generación disponible instalada en el Sistema Eléctrico Peninsular, incluyendo el uso de generación de baja eficiencia a base de diésel.

Se presentaron 105 Estados Operativos de Alerta por el flujo Malpaso/Manuel Moreno Torres-Tabasco; 34 Estados Operativos de Alerta por el flujo hacia la Península de Yucatán.

Gráfico No. 10 Enlace Malpaso/Manuel Moreno Torres-Tabasco.

El enlace Malpaso/Manuel Moreno Torres-Tabasco se mantuvo por encima de su límite un tiempo total de, 50 hora y 2 minutos, por lo que se tuvo una energía en riesgo de 1854 MWh.



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Gráfico No. 11 Enlace Escárcega Sur.

El enlace Escárcega Sur se mantuvo por encima de su límite un tiempo total de, 14 minutos, por lo que se tuvo una energía en riesgo de 3.15 MWh.

2.- Congestión enlace saliendo de Zona Hermosillo El enlace saliendo de la Zona Hermosillo operó bajo supervisión y se realizó una mayor cantidad de estudios eléctricos en línea para asegurar que la desconexión de alguna de esas líneas no trajera consigo afectaciones al suministro, situación que se logró. Se presentaron 127 Estados Operativos de Alerta.

No. 12 Enlace Hermosillo al Sin.



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3.- Congestión Enlaces Noreste-Norte El incremento de la compuerta Noreste-Norte durante el mes de julio se debió, en general, a la continuación de altas temperaturas provocando el aumento de demanda en la parte norte del país; adicionalmente la falla de unidades generadoras y falta de suministro de gas. Se presentaron 77 estados Operativos de Alerta y un Estado Operativo de Emergencia por el flujo Noreste-Norte.

Gráfico No. 13 Enlace Noreste-Norte.

Se mantuvo por encima de su límite un tiempo total de 1 dia, 8 horas y 7 minutos, por lo que se tuvo una energía en riesgo de 876 MWh

4.- Congestión Enlaces Ramos Arizpe hacia El Salero y Derramadero hacia Primero de Mayo

El enlace Ramos Arizpe hacia Salero y Derramadero hacia Primero de Mayo se presentaron flujos altos durante el último trimestre del año debido a la baja de demanda en la zona Noreste del país. Se presentaron 62 Estados Operativos de Alerta y se mantuvo por encima de su límite un tiempo total de 23 días, 11 horas y 15 minutos, por lo que se tuvo una energía en riesgo de 24507.69 MWh.



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Gráfico No. 14 Enlace Ramos Arizpe Hacia Salero y Derramadero hacia Primero de Mayo.

5.- Congestión en los Autotransformadores de Mazatlán En el enlace de los AT`S de Mazatlán se presentó una saturación en los autotransformadores debido a que se presentaron flujos de la zona norte hacia el sur superiores al límite propuesto, por lo que se aplicó la estrategia de abrir MZD AT-07 para evitar la sobrecarga de 230 a 115 kV por existir flujo de 115 a 400 kV, derivado de esta situación para este enlace se declararon 63 Estados Operativos de Alerta.

Gráfico No. 15 Enlace Autotransformadores de Mazatlán.



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6.- Congestión Enlace Tamos hacia Poza Rica Dos El enlace Tamos hacia Poza Rica Dos se presentaron flujos altos durante el último trimestre del año debido a la baja de demanda y alta generación en la zona Noreste del país. Se presentaron 23 Estados Operativos de Alerta y se mantuvo por encima de su límite un tiempo total de 4 días, 2 horas y 15 minutos por lo que se tuvo una energía en riesgo de 3177.85 MWh.

Gráfico No. 16 Enlace Tamos hacia Poza Rica Dos.

7.- Congestión Enlace Durango Mazatlán El enlace Durango Mazatlán se presentaron altos flujos principalmente en el mes de julio debido al incremento de demanda en el occidente del país. En el enlace de Durango a Mazatlán se declararon 20 Estados Operativos de Alerta, se mantuvo por encima de su límite máximo un tiempo total de 4 días, 12 horas, 16 minutos, teniendo una energía en riesgo de 2227.11 MWh.

Gráfico No. 17 Enlace Durango Mazatlán.



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8.- Congestión Enlace Querétaro Tula La congestión del enlace Querétaro Tula se presentó principalmente en el último trimestre del año. Para este enlace se presentaron 8 Estados Operativos de Alerta, se mantuvo por encima de su límite máximo un tiempo total de 5 día, 7 horas, 31 minutos, teniendo una energía en riesgo de 6088.88 MWh.

Gráfico No. 15 Enlace Querétaro Tula.

9.- Congestión Enlace Mazatlán Tepic El enlace Mazatlán Tepic se presentaron flujos por encima del límite establecido durante el último trimestre del año debido a la baja demanda de la zona noroeste del país, por lo que se declararon 18 Estados Operativos de Alerta, se mantuvo por encima de su límite máximo un tiempo total de 4 días, 7 horas, 10 minutos, teniendo una energía en riesgo de 4,632 MWh.

Gráfico No. 15 Enlace Mazatlán Tepic.



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Se muestran los Estados Operativos de Alerta y Emergencia más frecuentes en el 2019, así como las causas que los provocaron.

Gráfico No. 20 Estadística de los estados operativos más importantes.



Página | 32

0

100

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300

400

500

600

700

FALTA DEINFRAESTRUCTURA

EN LA RNT

FALLA EN RNT FALLA Y/ODEGRADACION DE

UNS

INDISPONIBILIDADDE GAS

CONDICIONESCLIMATOLOGICAS

FALLASOCASIONADAS POR

SISMO

ALERTA 666 99 171 2 2 0

# C

AU

SAS

CAUSA DE ESTADOS DE ALERTA



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0

5

10

15

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25

30

35

40

FALTA DEINFRAESTRUCTURA

EN LA RNT

FALLA EN RNT FALLA Y/ODEGRADACION DE

UNS

INDISPONIBILIDADDE GAS

CONDICIONESCLIMATOLOGICAS

FALLASOCASIONADAS POR

SISMO

4 36 25 0 0 0

# C

AU

SAS

CAUSA DE ESTADOS DE EMERGENCIA

Gráfico No. 21 Estadística de Causas de los Estados Operativos.

Asimismo, se muestra el reporte total de 2019, en donde se declararon 1,834 Estados Operativos de Alerta y 107 Estados Operativos de Emergencia. También las causas que los provocaron y su ubicación en el Sistema Eléctrico Nacional.



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Gráfico No. 22 Estadística de Causas de los Estados Operativos durante 2019.

Gráfico No. 23 Estadística de los operativos más frecuentes durante 2019.



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Gráfico No. 24 ubicación de los estados operativos más frecuentes durante 2019.

H) Avances en relación con la operación del Mercado Eléctrico Mayorista

Modificaciones a las Reglas del Mercado

Se realizaron diversas acciones enfocadas al desarrollo y modificación de Reglas del Mercado con el objetivo de lograr una alienación con la nueva política energética en materia de electricidad del Gobierno Federal, destacando las siguientes:

a) Se gestionó de modificación de Manual de Liquidaciones, que incluye entre otros puntos, reglas de cálculo para el pago a Condensadores Síncronos para el pago de la energía asociada a pruebas de generación. Lo anterior incluyó la publicación de las propuestas para consulta pública y la atención a las observaciones recibidas. Actualmente se atienden las observaciones recibidas por parte de la Secretaría de Energía.

b) Se gestionó la modificación del Manual de Transacciones Bilaterales Financieras, que incluyen en otros ajustes, nuevos mecanismos para automatizar procesos de programación de Transacciones Bilaterales Financieras. Lo anterior incluyó la publicación de las



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propuestas para consulta pública y la atención a las observaciones recibidas. Actualmente se atienden las observaciones recibidas por parte de la Secretaría de Energía.

c) Se elaboró propuesta de modificación al Manual de Desarrollo de Reglas del Mercado y se envió versión preliminar para revisión de las autoridades del sector.

Mercado de Energía de Corto Plazo

Actualmente el CENACE opera los siguientes procesos del Mercado de Energía de Corto Plazo

a) Mercado del Día en Adelanto,

b) Asignación Suplementaria de Unidades de Central Eléctrica para Confiabilidad,

c) Mercado de Tiempo Real,

d) Cálculo de Precios Marginales Ex Post.

Se realizaron diversas acciones relacionadas con la implementación y operación del Mercado de Energía de Corto Plazo, incluyendo la gestión de propuestas de cambios a las Reglas del Mercado con la finalidad de atender los lineamientos de política energética en materia de electricidad emitidos en el Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico 2019.

Destacan las siguientes acciones:

1.- Se inició el desarrollo de funciones para la validación de las ofertas de venta de energía de las Unidades de Central Eléctrica contra las licencias de capacidad y servicios de regulación secundaria.

2.- Se inició el desarrollo de nuevas funciones a los modelos de Asignación de Unidades y Despacho de Generación para mejorar el manejo de requerimientos y asignación de servicios conexos del mercado.

Proceso del Mercado del Día en Adelanto

El Mercado del Día en Adelanto comprende el proceso de asignación y despacho de Unidades de Central Eléctrica del día siguiente, mediante el cual el CENACE determina, con base en las ofertas de compra y venta recibidas, los arranques y paros de Unidades de Central Eléctrica, los niveles de generación, niveles de servicios conexos, Precios Marginales Locales de energía, y precios de los Servicios Conexos, y cuya función objetivo es la maximización del excedente económico con base en las ofertas que sean presentadas.



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Precios Marginales Locales del Mercado del Día en Adelanto

El Precio Marginal Local (PML), se define como el incremento en el costo variable de producción en que se incurre al aumentar en 1 MW la demanda de energía eléctrica en un determinado punto de la red eléctrica y para un intervalo de tiempo determinado. El Precio Marginal Local es utilizado para liquidar las inyecciones y retiros de energía eléctrica de los activos representados por los Participantes del Mercado en el Mercado de Energía de Corto Plazo. El precio Marginal Local se desagrega en tres componentes:

i) Componente de Congestión Marginal, que representa el costo marginal de congestionamiento en cada NodoP;

ii) Componente de Energía Marginal, que representa el costo marginal de energía en el nodo de referencia del sistema interconectado correspondiente y;

iii) Componente de Pérdidas Marginales, que representa el costo marginal de pérdidas en cada NodoP.

En la siguiente gráfica se muestran los valores promedio diarios de los PML del Mercado del Día en Adelanto de los tres Sistemas Interconectados del Sistema Eléctrico Nacional.

PML promedio diario del Mercado del Día en Adelanto, del 01/01/2019 al 31/12/2019



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Servicios Conexos

Los Servicios Conexos son los servicios vinculados a la operación del Sistema Eléctrico Nacional y que son necesarios para garantizar su Calidad, Confiabilidad, Continuidad y Seguridad, entre los que se podrán incluir: las reservas operativas, las reservas rodantes, la regulación de frecuencia, la regulación de voltaje y el arranque de emergencia, entre otros.

El CENACE deberá adquirir los Servicios Conexos requeridos para la Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional en términos del Código de Red y sus disposiciones operativas que emita la Comisión Reguladora de Energía. En el Código de Red y sus disposiciones operativas se determinarán los requisitos para considera a una Unidad de Central Eléctrica o Recurso de Demanda Controlable como prestadora de los siguientes Servicios Conexos: a) Regulación Primaria, b) Reservas: i) De Regulación Secundaria; ii) Rodantes; iii) No rodantes; iv) Operativas y; v) Suplementarias, c) Control de voltaje y potencia reactiva y, d) Arranque de emergencia, operación en isla y conexión a bus muerto.

Los Servicios Conexos incluidos en el Mercado Eléctrico Mayorista se clasifican en:

i) Reservas de Regulación Secundaria;

ii) Reservas Rodantes;

iii) Reservas Operativas; y

iv) Reservas Suplementarias.

Adicional a los Servicios Conexos incluidos en el mercado, existen otros como:

i) Reservas Reactivas (control de voltaje; la disponibilidad para inyectar o absorber potencia

reactiva);

ii) Potencia Reactiva (soporte de voltaje; la inyección o absorción de potencia reactiva) y;

iii) Arranque de emergencia, operación en isla y conexión a bus muerto del sistema, los cuales

serán pagados bajo tarifas reguladas determinadas por la Comisión Reguladora de Energía.

El CENACE calcula diariamente los requerimientos totales de los Servicios Conexos. Los requerimientos totales para las reservas incluidas en el mercado toman en cuenta el riesgo de disparo de Centrales Eléctricas, salidas no planeadas de la transmisión, la variabilidad y los errores de pronóstico de la generación intermitente y la variabilidad y los errores de los pronósticos de la carga. Los requerimientos totales y obligaciones de los Participantes del Mercado para obtener Reservas de Regulación Secundaria, Reservas Rodantes, Reservas Operativas y Reservas Suplementarias se establecerán por zonas.



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Lo anterior, se muestra a detalle en la siguiente gráfica:

Zonas de reserva del SEN

Para el Sistema Interconectado Nacional, los Servicios Conexos incluidos en el mercado para los cuales se calculan diariamente los precios horarios son:

i) Reserva de regulación Secundaria (RREG);

ii) Reserva rodante de 10 minutos (RR10);

iii) Reserva no rodante de 10 minutos (RNR10);

iv) Reserva rodante suplementaria (RRS) y;

v) Reserva no rodante suplementaria (RNRS).



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Para el Sistema Interconectado Nacional, los precios promedio para los 5 tipos de reserva quedaron definidos en 850.25 $/MWh para la RREG, 29.23 $/MWh para la RR10, 10.24 $/MWh para la RNR10, 9.66 $/MWh para la RRS y RNRS, respectivamente. Los precios promedio horario de los 5 tipos de reserva del periodo del 01 de enero de 2019 al 31 de diciembre de 2019, se muestran enseguida:

Precio de reservas promedio horario del SIN

Para el Sistema Interconectado Baja California, los precios promedio para los 5 tipos de reserva quedaron definidos en 410.26 $/MWh para la RREG, 382.43 $/MWh para la RR10, 288.17 $/MWh para la RNR10, 17.87 $/MWh para la RRS y RNRS, respectivamente. Los precios promedio horario de los 5 tipos de reserva del periodo del 01 de enero de 2019 al 31 de diciembre de 2019, se muestran en la siguiente gráfica:



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Precio de reservas promedio horario del BCA

Para el Sistema Interconectado Baja California Sur, los precios promedio para los 5 tipos de reserva quedaron definidos en 379.50 $/MWh para la RREG, 134.98 $/MWh para la RR10, 134.63 $/MWh para RNR10, y 69.69 $/MWh para RRS y RNRS, respectivamente. Los precios promedio horario de los 5 tipos de reserva del periodo del 01 de enero de 2019 al 31 de diciembre de 2019, se muestran enseguida:

Precio de reservas promedio horario del BCS



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Congestiones Relevantes en el Mercado del día en Adelanto

En el siguiente gráfico se muestra la información de los enlaces de transmisión que resultaron con más problemas de congestión en los cálculos del Mercado del Día en Adelanto en el año 2019:

Enlaces con mayores congestiones en el MDA del año 2019



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Mercado de Tiempo Real

Proceso de implementación del Mercado de Tiempo Real y Ejecución del Cálculo de Precios Marginales del Mercado de Tiempo Real “Expost”

Se tuvieron avances relevantes en la implementación del Mercado de Tiempo Real, destacando lo siguiente:

a) Puesta en servicio de la operación de los modelos y sistemas del Mercado de Tiempo Real para el Sistema Interconectado de Baja California Sur, en modo de control de lazo abierto.

b) Monitoreo en tiempo real de los Precios Marginales obtenidos por los aplicativos del Mercado de Tiempo Real del Sistema Interconectado de Baja California, el cual opera en modo de control de lazo cerrado.

c) Mejoras a los procesos de pronóstico de demanda y generación intermitente de tiempo real utilizados por los aplicativos del Mercado de Tiempo Real para los tres sistemas interconectados del Sistema Eléctrico Nacional.

Con relación al cálculo de Precios Marginales del Mercado de Tiempo Real Ex – Post, se presentan en los siguientes gráficos los valores promedios obtenidos para cada uno de los Sistemas Interconectados.



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PML Mínimos, Máximos y Promedio del SIN durante el 2019.

PML Mínimos, Máximos y Promedio de BCA durante el 2019.



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PML Mínimos, Máximos y Promedio de BCS durante el 2019.

Mercado para el Balance de Potencia

Los resultados correspondientes al año de producción 2019, se determinarán y publicarán en el mes de febrero de 2020, conforme a lo establecido en las Reglas del Mercado.

Certificados de Energía Limpia

La Secretaría de Energía envió al CENACE el oficio SENER.100/2019/231 con fecha del veintisiete de marzo de dos mil diecinueve, en donde solicita al CENACE considerar la pertinencia de llevar a cabos las acciones necesarias para suspender temporalmente toda actividad relacionada con el Mercado de Certificados de Energías Limpias (CEL), por lo que el CENACE no ejecutó el Mercado de Certificados de Energías Limpias de conformidad a la Base 1.4.5 (g) (ii) de las Bases del Mercado Eléctrico.

En virtud de lo anterior los temas de CEL se encuentran en proceso de revisión por parte de las autoridades del Sector Energía, por lo que el CENACE está a la espera de que se emitan los nuevos lineamientos para actuar en consecuencia.



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Derechos Financieros de Transmisión

El proceso de ajuste de Derechos Financieros de Transmisión Legados asignados a CFE Suministro Básico y al Generador de Intermediación continúa con su seguimiento mensual.

El tema de Subastas de Derechos Financieros de Transmisión se encuentra en proceso de revisión por parte de las Autoridades del Sector Energía. CENACE está a la espera de que se emitan los nuevos lineamientos respecto a este tema por parte de la Administración Pública Federal. Una vez emitidos, CENACE programará la realización de las actividades pertinentes.

Subastas de Mediano y Largo Plazo

A través del oficio SENER.100/2019/891 del 26 de noviembre de 2019 la Secretaría de Energía expresó considerar la necesidad de cancelar la Subasta de Mediano Plazo SMP-1/2018 e instruyó al CENACE a no convocar Subastas de Mediano Plazo subsecuentes a la SMP-1/2018, en tanto se definen los instrumentos programáticos complementarios del sector eléctrico, por lo que en 2019 CENACE no convocó Subastas de Mediano Plazo.

La Secretaría de Energía a través del oficio SENER.100/2019/890 fechado el veintiséis de noviembre de dos mil diecinueve instruyó al CENACE a abstenerse de emitir convocatorias para Subastas de Largo Plazo hasta recibir nuevas instrucciones, por lo que el CENACE no convocó Subasta de Largo Plazo para el año 2019.

En virtud de lo anterior, el tema de Subastas de Largo Plazo se encuentra en proceso de revisión por parte de las autoridades del Sector Energía, por lo que el CENACE está a la espera de que se emitan los nuevos lineamientos para actuar en consecuencia.



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I) Participantes del Mercado

El 15 de julio de 2016, se publica en el DOF el Manual de Registro y Acreditación de Participantes del Mercado (en adelante MRyAPM), el cual establece los procedimientos, reglas e instrucciones que deberán seguir los interesados para estar registrados como Participantes del Mercado y acreditados por el CENACE para realizar operaciones en el MEM. Se considera Participante del Mercado (PM) a la persona física o moral que celebra el contrato respectivo con el CENACE en la modalidad de:

• Generador • Suministrador de Servicios Básicos • Suministrador de Servicios Calificados • Suministrador de Último Recurso • Comercializador no Suministrador • Usuario Calificado Participante del Mercado

Para lograr ser un PM, los interesados o candidatos deberán cumplir con el procedimiento de Registro y Acreditación, que incluye las siguientes etapas:

• Pre-registro, • Registro y • Suscripción de contrato

Con relación a lo anterior, el CENACE cuenta con un sitio WEB denominado Sistema de Registro de Participantes del Mercado (SIRE), en el que puede realizar la gestión de Pre-Registro y Registro, que, al cumplir los requerimientos conforme al Manual de Registro y Acreditación de Participantes del Mercado, el interesado podrá calificar para la formalización del Contrato como PM con el CENACE. Una vez suscrito el Contrato, el PM podrá realizar las etapas de Registro de Activos y Acreditación que le permitirán realizar operaciones en el Mercado Eléctrico Mayorista.

• La Acreditación del PM y • Registro de Activos Físicos

Con el cumplimiento de lo anterior, el PM es parte activa en el Mercado Eléctrico Mayorista.



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A continuación, se muestra el comportamiento anual de Registro de los PM desglosándolos en los rubros de Contrato Formalizado y Actividades en el MEM.

Contrato

Formalizado

Actividades

en el MEM

Contrato

Formalizado

Actividades

en el MEM

Contrato

Formalizado

Actividades

en el MEM

Contrato

Formalizado

Actividades

en el MEM

Generador 7 4 33 24 76 46 96 72

Generador de Intermediación 1 0 1 1 1 1 1 1

Suministrador de Servicios Calificados 6 2 25 7 43 17 51 23

Suministrador de Servicios Básicos 1 0 1 1 2 1 2 1

Suministrador de Último Recurso 0 0 1 0 1 0 2 0

Comercializador No Suministrador 0 0 9 3 17 7 22 9

Usuario Calificado Participante del Mercado 1 0 1 0 1 0 2 0

Total 16 6 71 36 141 72 176 106

Modalidad

Corte al 31 de diciembre de 2016

De los 72 PM que tienen actividaades en el MEM, 6 pertenecen a CFE Generación (GEN I, GEN II, GEN III, GEN IV, GEN V, GEN VI)

EL GEN V representa a las Centrales Externas Legadas

Corte al 31 de diciembre de 2017 Corte al 31 de diciembre de 2018 Corte al 31 de diciembre de 2019

En la siguiente Tabla se ilustra el comportamiento durante el año 2018 vs el año 2019.

Contrato

Formalizado

Actividades

en el MEM

Contrato

Formalizado

Actividades

en el MEM

Contrato

Formalizado

Actividades

en el MEM

Generador 43 22 20 26 -23 4

Generador de Intermediación 0 0 0 0 0 0

Suministrador de Servicios Calificados 18 10 8 6 -10 -4

Suministrador de Servicios Básicos 1 0 0 0 -1 0

Suministrador de Último Recurso 0 0 1 0 1 0

Comercializador no suministrador 8 4 5 2 -3 -2

Usuario Calificado Participante del Mercado 0 0 1 0 1 0

Total 70 36 35 34 -35 -2

Modalidad

Enero - Diciembre de 2018 Enero - Diciembre de 2019 Comparativa 2018 Vs 2019

Usuario Externo de Confianza

Con el objetivo de que los desarrolladores de proyectos potenciales, inversionistas, integrantes de la Industria Eléctrica y demás personas interesadas en participar en el Mercado Eléctrico Mayorista estén en posibilidades de asumir compromisos y obligaciones, el CENACE puso a disposición la información del Mercado mediante el Sistema de Información del Mercado (SIM).

El Sistema de Información del Mercado es el sistema operado por el CENACE que tiene por objeto facilitar el acceso y la transparencia de la información en el Mercado Eléctrico Mayorista a los integrantes de la Industria Eléctrica y público en general.

El SIM contiene la Información Pública, la Información Confidencial, la Información Reservada para Autoridades, la Información Reservada para Participantes del Mercado y Usuarios Externos de



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Confianza y la Información Reservada para Transportistas y Distribuidores del Mercado Eléctrico Mayorista, y dicha información es administrada por el CENACE.

El CENACE creará y gestionará las Cuentas de Usuario para el acceso al SIM de acuerdo con el tipo de Usuario del SIM que corresponda. Para la consulta de la información pública no será requerida la creación de una Cuenta de Usuario.

En el Manual del SIM, se define a los Usuarios Externos de Confianza (UEC) como los Usuarios del SIM que no son Participantes de Mercado y que tienen acceso a la Información Reservada para Participantes del Mercado y Usuarios Externos de Confianza

Por lo que desde el inicio del MEM al 31 de diciembre de 2019, se tienen registrados un total de 24 Acuerdos de Confidencialidad (con vigencia de 1 año) entre el CENACE y los UEC; de los cuales 13 se encuentran vigentes, 11 están en proceso pendientes de renovar el Acuerdo de Confidencialidad.

Cabe mencionar que, en el 2019, sólo 8 UEC formalizaron el Acuerdo de Confidencialidad. En la siguiente tabla se muestra el número de Acuerdos de Confidencialidad formalizados en los años del 2018 y 2019.

Usuario Externo de Confianza

Acuerdo de Confidencialidad

Enero - Diciembre de 2018 Enero - Diciembre de 2019 Comparativa 2018 Vs 2019

-210 8



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J) Situación del funcionamiento de los mecanismos de estados de cuenta, facturación y pagos

En el periodo de enero a diciembre del año 2019 incluyó 365 días de operación en los cuales se emitieron 866,788 Estados de Cuenta Diarios en sus diferentes formatos (XML, PDF, HTML). Cabe resaltar que al 31 de diciembre de 2019, existen registrados y realizando operaciones en el MEM, 103 Participantes de Mercado (71 Generadores, 1 Suministrador de Servicios Básicos, 1 Generador de Intermediación, 9 Comercializadores y 21 Suministradores Calificados) y 5 Integrantes de la Industria Eléctrica (Transportista, Fondo de Servicio Universal Eléctrico, Fondo de Capital de Trabajo, CENACE y Distribuidor), mientras que en el mismo periodo del año anterior existían registrados y operando 71 Participantes de Mercado (45 Generadores, 1 Suministrador de Servicios Básicos, 17 Suministradores de Servicios Calificados, 1 Generador de Intermediación, 7 comercializadores no suministradores) así como 5 Integrantes de la Industria Eléctrica (Transportista, Distribuidor, Fondo de Servicio Universal Eléctrico, Fondo de Capital de Trabajo y el propio CENACE). En cuanto a los montos liquidados, durante el 2019 se transaccionaron un total de $1,350,525,208,284.91 pesos mexicanos (sumatoria de cargos y pagos), es decir existió un decremento del 10.39% respecto a los montos transaccionados en el mismo periodo del año anterior (2018) que fueron de $1,507,169,915,784.59 pesos mexicanos.



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Cuadro 1

Comparativo (importes) de cargos y pagos liquidados en el 2018 vs 2019

CONCEPTO CARGOS

2018 PAGOS

2018 CARGOS

2019 PAGOS

2019 VARIACIÓN

CARGOS VARIACIÓN

PAGOS

BALANCE FINANCIERO GI $7,944,460,800.12 $7,944,460,800.08 $6,319,844,293.62 $6,319,844,293.18 -20.45% -20.45%

CONTRIBUCIÓN AL DIFERENCIAL DE PRECIOS

CONFIABILIDAD E INADVERTIDA

$102,884,429.73 $37,744,878.62 $140,147,163.54 $82,904,003.49 36.22% 119.64%

DEVOLUCIÓN DE PÉRDIDAS MARGINALES

$1,640,218,398.00 $9,245,109,678.63 $1,180,660,436.50 $10,898,839,887.18 -28.02% 17.89%

DFTS $727,415,463.10 $3,939,058,066.31 $930,213,851.74 $5,158,675,416.02 27.88% 30.96%

DISTRIBUCION $105,055,878,472.28 $105,055,878,472.28 $109,928,467,325.40 $109,928,467,325.40 4.64% 4.64%

ENERGIA $538,643,544,860.84 $511,804,451,158.82 $451,114,654,171.14 $416,283,503,275.65 -16.25% -18.66%

EXCEDENTE RENTA DE

CONGESTIÓN $212,568,561.98 $13,050,308,145.18 $211,666,694.43 $20,086,369,885.86 -0.42% 53.91%

GARANTIA DE

SUFICIENCIA DE INGRESOS

$25,620,477,915.15 $25,620,477,928.75 $26,342,662,443.16 $26,342,662,456.36 2.82% 2.82%

IMP Y EXP POR CONFIABILIDAD E

INADVERTIDA

$67,290,754.93 $282,899,784.23 $81,221,894.51 $326,049,673.50 20.70% 15.25%

OPERACION DEL SISTEMA $3,091,303,101.76 $3,091,303,101.76 $3,257,166,017.08 $3,257,166,017.08 5.37% 5.37%

RESERVA DE REGULACIÓN

PARA CONTINGENCIAS $2,514,475,960.19 $2,514,476,898.77 $1,275,445,975.70 $1,275,446,088.80 -49.28% -49.28%

RESERVA DE REGULACIÓN SECUNDARIA

$1,782,232,045.29 $1,782,232,694.33 $2,720,770,578.31 $2,720,770,586.39 52.66% 52.66%

TRANSMISIÓN $63,035,445,736.78 $63,035,445,736.78 $67,749,190,543.98 $67,749,190,543.98 7.48% 7.48%

FSUE $15,336.64 $3,034,365,754.04 $0.00 $822,222,292.47

PROTOCOLO CORRECTIVO $743,483,513.73 $743,483,513.81

REEMBOLSO DEL FSUE $1,718,981,427.76 $1,718,981,427.77

MULTAS Y PENALIZACIONES

$679,900.00 $679,900.00

POTENCIA $1,427,084,096.79 $1,427,084,096.90 $3,267,016,757.06 $3,267,001,365.84 128.93% 128.93%

Total general $753,584,957,261.34 $753,584,958,523.25 $675,262,611,659.90 $675,262,596,625.01 -10.39% -10.39%

Nota: Información extraída de la Base de Datos de Liquidaciones considerando la máxima reliquidación disponible al día 08 de enero de 2020. Montos expresados en pesos

mexicanos.

* La liquidación del Mercado de Balance de Potencia es realizada en el mes de febrero, sin embargo, para fines ilustrativos se realizó una ponderación, misma que se presenta.

Cuando se realice la liquidación correspondiente para el año 2019 (febrero 2020) se integrará en el cuadro correspondiente.

Del total de los montos liquidados durante el 2019, la energía representa el 61.65%, seguida por el servicio de distribución que representa el 16.18% y el servicio de transmisión que representa un 10.03%.



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Del total de las transacciones que se realizaron en el 2019, en el SIN se llevaron a cabo el 94.40% de estas, en BCA el 3.47% y en BCS el 2.13%. En comparación al mismo periodo, pero de un año previo se observa un decremento en las transacciones del 10.80% en BCA, 13.16% en SIN y un incremento de 19.70% en BCS respectivamente.

Cuadro 2

“Importe de cargos y pagos liquidados por Sistema del 2018 vs 2019”

CONCEPTO CARGOS

2018 PAGOS

2018 CARGOS

2019 PAGOS

2019 VARIACIÓN

CARGOS VARIACIÓN

PAGOS

BCA $27,337,406,757.52 $27,052,958,357.85 $23,739,707,136.89 $23,436,213,307.45 -13.16% -13.37%

BCS $12,072,481,356.19 $12,016,547,724.94 $14,451,096,068.80 $14,392,183,284.69 19.70% 19.77%

SIN $714,175,069,147.63 $714,515,452,440.46 $637,071,808,454.22 $637,434,200,032.88 -10.80% -10.79%

Total general $753,584,957,261.34 $753,584,958,523.25 $675,262,611,659.90 $675,262,596,625.01 -10.39% -10.39%

Nota: Información extraída de la Base de Datos de Liquidaciones considerando la máxima reliquidación disponible al día 24 de marzo de 2020. Montos expresados en pesos

mexicanos.

Las liquidaciones del Mercado Eléctrico Mayorista del año 2018 y 2019 se dividen de la siguiente manera de acuerdo con la modalidad de participación en el mercado:

Cuadro 3

“Cargos y pagos liquidados por modalidad

del 2018 y del 2019”

AÑO MODALIDAD CARGOS PAGOS

2018

ERC $709,659,693,389.18 $44,536,447,408.77

GENERADOR $41,818,137,385.23 $526,923,636,632.96

GENERADOR DE INTERMEDIACION $320,159,067.60 $7,624,301,732.43

INTEGRANTE DE LA INDUSTRIA ELECTRICA

$1,786,287,519.33 $174,500,572,749.09

OTRO* $679,900.00 $0.00

Total general $753,584,957,261.34 $753,584,958,523.25

2019

ERC $631,143,913,122.59 $49,772,735,300.40

GENERADOR $43,938,065,503.33 $437,180,181,942.76

GENERADOR DE INTERMEDIACION $99,411,139.47 $6,220,433,153.80

INTEGRANTE DE LA INDUSTRIA ELECTRICA

$81,221,894.51 $182,089,246,228.05

Total general $675,262,611,659.90 $675,262,596,625.01

Nota: Información extraída de la Base de Datos de Liquidaciones considerando la máxima reliquidación disponible al día 24 de marzo de 2020. Montos expresados en pesos

mexicanos.



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* Modalidad OTRO, en el 2018 corresponde al cobro a un Participante de Mercado (Comercializador no Suministrador) el cual no pertenece a ninguna otra modalidad.

También resulta de interés presentar las cantidades de energía comercializadas en el mercado de corto plazo. En el Cuadro 4 es posible identificar que durante el de 2019 se inyectaron 319,964,723.50 MWh (incluye importaciones comerciales), mientras que fueron retirados 310,470,950.09 MWh (incluye exportaciones comerciales, pérdidas técnicas y pérdidas no técnicas en media y baja tensión). En comparación al mismo periodo, pero de un año previo la inyección y consumo de energía se incrementó en un 2.26 % y 2.10% respectivamente.

Cuadro 4

“Comparativo energía inyectada y retirada en el Sistema Eléctrico Nacional de 2018 vs 2019 (cantidades en MWh)”

PERIODO ENERGIA

INYECTADA (MWh)

ENERGIA RETIRADA

(MWh)

2018 312,891,711.48 304,097,511.43

2019 319,964,723.50 310,470,950.09

Nota: Información extraída de la Base de Datos de Liquidaciones considerando la máxima reliquidación disponible al día 24 de marzo de 2020.

Por último, otra actividad realizada fue la administración del Software de Programación Financiera (SPFin), a través del cual, los Participantes de Mercado día a día registran sus Transacciones Bilaterales Financieras. Como se puede observar en el Cuadro 5, durante el año 2019 se registraron un total de 137,072 transacciones, es decir, 24,544 transacciones más respecto a las transacciones del año anterior.

Cuadro 5

“Comparativo actividades realizadas en el SPFin de 2018 vs 2019”

CONCEPTO 2018 2019

Total, de TBFins registradas 113,072 137,072

Promedio Diario de TBFins registradas

309 377

Nota: Información extraída de la Base de Datos de Transacciones Bilaterales Financieras.



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Facturación

Desde el arranque del Mercado Eléctrico Mayorista a la fecha, se tiene una operación ininterrumpida y sin retrasos en la emisión y publicación de CFDI`s, apegándose a la normatividad vigente establecida. Durante el segundo semestre de 2019, se emitieron un total de 346,630 CFDI´s y 296,020 CFDI´s recibidos de acuerdo a lo siguiente:



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Cobros y Pagos

I. Las operaciones de cobros y pagos al Mercado Eléctrico Mayorista se realizan de forma semanal los días miércoles y se desfasa la semana de pagos con respecto a la de cobros en 7 días.

II. El CENACE en el período comprendido de enero a diciembre, ha cobrado (obligaciones de los Participantes e interés moratorios) y pagado el 100% de ambas obligaciones.

III. Los ingresos acumulados al 31 de diciembre de 2019 fueron de $133,780.00 mdp (el ingreso considera el Capital Inicial al 1 de enero de 2019). Los egresos acumulados al 31 de diciembre de 2019 fueron de $131,814.82 mdp y la disponibilidad acumulada al 31 de diciembre de 2019 fue de $1,965.18 mdp.

IV. Se han acumulado desde el 3 de marzo 2016 al 31 de diciembre 2019, $335.50 mdp en la cuenta de intereses.



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K) Controversias del Mercado Eléctrico

Gestión para la Solución de Controversias Las Reglas del Mercado prevén mecanismos para poder dirimir asuntos relacionados con las aclaraciones que los Integrantes de la Industria Eléctrica soliciten a CENACE referentes a determinados procesos, incluidos aquellos asociados con los resultados del cálculo de las liquidaciones en el Mercado Eléctrico Mayorista. Derivado de lo anterior, surge la necesidad de dar seguimiento y gestionar con diferentes Unidades Administrativas al interior del CENACE responsables de los diferentes procesos involucrados y contar con los elementos para poder ratificar, rectificar o desechar todo acto de impugnación promovido mediante Recursos de Reconsideración, conforme lo establecido en las Reglas del Mercado. Bajo esta tesitura, las controversias que surjan en el Mercado Eléctrico Mayorista entre el CENACE y los Participantes del Mercado, o entre los distintos integrantes de la Industria Eléctrica en términos de lo previsto en la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) y las Bases del Mercado Eléctrico, podrán resolverse mediante los procedimientos previstos para su solución en el “Manual para la Solución de Controversias”. En la siguiente tabla se muestra el resumen de los Recursos de Reconsideración que se recibieron en la Subdirección de Operaciones Comerciales del MEM en el ejercicio 2019:

Controversias 2019

Procedente 19

Improcedente 2

Desistida 1

En Proceso 2

Total 24

En lo que respecta al ejercicio 2019, se recibieron veinticuatro Recursos de Reconsideración, de los cuales, diecinueve tuvieron fallo procedente a favor del Participante del Mercado; dos fueron resueltas como improcedentes; uno desistido y dos en proceso al cierre del 2019. En la siguiente tabla se presenta la relación de procedimientos promovidos por los Participantes del Mercado en el año 2019.



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PROCEDIMIENTOS DE RECONSIDERACIÓN 2019 Asunto Cantidad Procedente Improcedente Desistida En Proceso

Primer Semestre Medición energía 2 1 1 0 0

Garantía de Suficiencia de Ingresos (GSI) 8 7 1 0 0 Total, Primer Semestre 10 8 2 0 0

Segundo Semestre Medición energía 1 0 0 0 1

Garantía de Suficiencia de Ingresos (GSI) 11 10 0 0 1 Servicio Distribución 1 1 0 0 0

Modelo de optimación 1 0 0 1 0

Total, Segundo Semestre 14 11 0 1 2

TOTAL, GENERAL 24 19 2 1 2

Los veinticuatro procedimientos promovidos ante el CENACE al amparo de lo previsto en el Manual de Solución de Controversias, en los siguientes cuadros se enlistan considerando el mes y la modalidad de Participante de Mercado, con base en el contrato formalizado ante este Organismo Público Descentralizado, presentados en forma semestral.

PROCEDIMIENTOS DE RECONSIDERACIÓN PRESENTADOS EN EL PRIMER SEMESTRE 2019

No. Modalidad Mes Resultado Tema

1 Generador enero Procedente GSI

2 Generador enero Procedente GSI

3 Generador febrero Desechado Medición energía

4 Generador febrero Procedente GSI

5 Generador marzo Procedente GSI

6 Generador abril Desechado GSI

7 Generador abril Procedente GSI

8 Generador mayo Procedente GSI

9 Generador junio Procedente Medición energía

10 Generador junio Procedente GSI

Total de Casos: 10

PROCEDIMIENTOS DE RECONSIDERACIÓN PRESENTADOS EN EL SEGUNDO SEMESTRE 2019

No. Modalidad Mes Resultado Tema 1 Generador Julio Procedente GSI

2 Suministrador

Calificado Agosto Procedente Servicio Distribución

3 Generador Agosto Procedente GSI

4 Generador Septiembre Desechado Modelo de optimación

5 Generador Septiembre Procedente GSI 6 Generador Octubre Procedente GSI

7 Generador Noviembre Procedente GSI



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No. Modalidad Mes Resultado Tema

8 Generador Noviembre Procedente GSI 9 Generador Noviembre Procedente GSI

10 Generador Noviembre Procedente GSI 11 Generador Noviembre Procedente GSI

12 Generador Diciembre Procedente GSI

13 Generador Diciembre En Proceso GSI

14 Suministrador

Calificado Diciembre En Proceso Medición energía

Total de Casos: 14

En la siguiente tabla se muestra la síntesis de controversias presentadas por modalidad en el ejercicio 2019, en el cual puede observarse que el 92% de los casos fueron promovidos por Participantes del Mercado en la Modalidad de Generador (22 de 24 casos), mientras que el 8% restante de las reconsideraciones (2 de 24 casos) se promovieron en el segundo semestre de 2019 por Suministradores de Servicios Calificados.

Modalidad Resolución Primer Semestre Segundo Semestre Total, Anual

Generador En Proceso 0 1 1

Procedente 8 10 18

Improcedente 2 0 2

Desistimiento 0 1 1

Total, Generador 10 12 22

Suministrador Calificado En Proceso 0 1 1

Procedente 0 1 1

Total, Suministrador Calificado

0 0 2 2

Total, Anual 0 10 14 24

Asimismo, el 42% de los procedimientos (10 de 24 casos) se promovieron en el primer semestre de 2019, mientras que el resto los presentaron ante CENACE entre julio y diciembre de 2019.



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L) Avances en el Cálculo de Liquidaciones

Nuevos criterios en el cálculo de la garantía de suficiencia de ingresos Durante el segundo semestre del año 2019 el CENACE implementó nuevos criterios al cálculo de la Garantía de Suficiencia de Ingresos (GSI) del Mercado de Tiempo Real los cuales a continuación se resumen:

1. El día 15 de julio de 2019, el CENACE notificó a la CRE mediante oficio CENACE/DAMEM-SDMEM/124/2019, la ausencia en las Reglas de Mercado de características especiales para la liquidación a Unidades de Central Eléctrica (UCE) en periodo de Pruebas de Generación (recordando que el numeral 9.2.4 de las Bases del Mercado establece que en el Manual de Prácticas correspondiente se detallarán dichas características). Por lo anterior y en virtud de que los procesos para cambio de Reglas del Mercado establecidos en el Manual para el Desarrollo de Reglas del Mercado no son lo suficientemente flexibles, el CENACE notificó a la CRE mediante oficio CENACE/DAMEM/109/2019 que, en tanto se realizaban las gestiones para modificar el Manual de Liquidaciones para integrar las reglas de liquidación especiales aplicables a la generación en pruebas, se realizaría el pago de GSI en MTR a aquellos Participantes de Mercado representantes de UCE que en periodo de pruebas hayan sufrido afectaciones económicas (debido a la diferencia de precios entre el MDA y MTR y a la doble liquidación), derivado del seguimiento a instrucciones de despacho de los operadores del sistema que implicaban reducir su nivel de generación con respecto a lo programado en el MDA. Lo anterior implicó realizar ajustes y pruebas funcionales a los sistemas de liquidación del mercado, las cuales se concluyeron de forma satisfactoria, por lo que a partir de la fecha de emisión 1 de octubre de 2019 (incluyendo la liquidación original y sus re-liquidaciones) se incluyó en los Estados de Cuenta Diarios el cálculo correspondiente.

2. Durante el año 2019, múltiples UCE de generación intermitente despachable finalizaron sus

Pruebas de Generación y entraron en operación comercial al Mercado Eléctrico Mayorista, por tal motivo, a fin de incentivar el seguimiento a las instrucciones de despacho y de esta forma garantizar la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional, así como para evitar afectaciones económicas, mediante oficio CENACE/DAMEM-SDMEM/124/2019 el CENACE notificó a la CRE la habilitación del cálculo de GSI a Recursos Intermitentes Despachables. Lo anterior implicó realizar ajustes y pruebas funcionales a los sistemas de liquidación del mercado, las cuales se concluyeron de forma satisfactoria y a partir del día de operación 23/08/2019 se incluyó en los Estados de Cuenta Diarios en cálculo correspondiente.

3. Como parte de la revisión constante a las reglas del mercado realizada por el CENACE, el

pasado 22 de agosto de 2019, se notificó a la CRE mediante oficio CENACE/DAMEM-



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SDMEM/152/2019 una diferencia entre lo establecido en el Anteproyecto del Manual de Liquidaciones versión COFEMER y lo establecido en el Manual de Liquidaciones publicado en el Diario Oficial de la Federación, la cual impacta el cálculo de las Horas Operando como Generador dentro de la Garantía de Suficiencia de Ingresos, además se plantea la necesidad de contar con un criterio detallado que establezca la metodología para determinar las Horas Operando como Generador (en el mismo oficio, CENACE propone a la CRE el criterio en comento) y de esta forma dar certeza jurídica a los Participantes de Mercado y al propio CENACE. En virtud de que la CRE no se pronunció respecto a la metodología propuesta por el CENACE, a partir del día 1 de septiembre de 2019, se implementó la propuesta al cálculo de la liquidación de la Garantía de Suficiencia de Ingresos.

4. El pasado 25 de noviembre de 2019, mediante oficio CENACE/DAMEM/138/2019, el CENACE somete a consideración de la CRE, la aplicación de diferentes acciones correctivas entre las que se incluye el pago de Garantía de Suficiencia de Ingresos en el MTR para aquellos Participantes del Mercado que representen Unidades de Propiedad Conjunta como Generadores No-Principales, que presente ante el CENACE solicitudes de reconsideración y que hayan recibido instrucciones de despacho del Operador del Sistema Eléctrico Nacional y; por lo tanto, hayan sido afectados económicamente debido a decrementos en las segregaciones de energía en el Mercado de Tiempo Real, lo anterior, a fin de preservar la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), incentivar el seguimiento a las instrucciones de despacho y evitar afectaciones económicas a los Participantes de Mercado. Lo anterior implicó realizar ajustes y pruebas funcionales a los sistemas de liquidación del mercado las cuales se concluyeron de forma satisfactoria.

Publicación en el SIM de contratos de cobertura eléctrica El Manual de Transacciones Bilaterales y Registro de Contratos de Cobertura Eléctrica establece en su numeral 3.4.15 que el CENACE publicará en el área pública del Sistema de Información de Mercado, la información correspondiente a los Contratos de Cobertura Eléctrica que los Participantes de Mercado hayan registrado a través del Software de Programación Financiera (SPFin). Para cumplir con lo anterior, el CENACE puso a disposición del público en general un archivo Excel que contenía la información de todos los Contratos de Cobertura Eléctrica cargados en el SPFin hasta el día 12 de julio de 2019, sin embargo, este mecanismo no era dinámico con los nuevos registros, actualizaciones y cancelaciones que día a día se realizan a través del SPFin. Por lo anterior, al interior del CENACE se diseñó un nuevo mecanismo de consulta que permitirá de forma dinámica mostrar al público en general las condiciones que día a día los Participantes de Mercado registran a través del SPFin.



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En primer lugar, se despliega una visualización general de todos los Contratos de Cobertura cargados, en el cual se puede observar el nombre del Emisor, del Adquiriente, la Fecha de Firma, así como la fecha de inicio y fin del contrato correspondiente. El mecanismo consulta directamente y en tiempo real las bases de datos del SPFin, por lo que se garantiza que se despliega la información más reciente.

Adicionalmente la consulta general tiene dos opciones dinámicas adicionales. La primera “Ver Historial” permite consultar el historial de las modificaciones realizadas al propio contrato mostrando la información como versiones diferentes del mismo contrato:



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La segunda opción llamada “consultar” despliega las condiciones particulares de cada Contrato de Cobertura como lo son, el tipo de contrato, los productos asociados al contrato (Transacciones Bilaterales Financieras fijas o referenciadas, transacciones Bilaterales de Potencia fijas o referenciadas y Transacciones Bilaterales de Certificados de Energía Limpia aunque este último producto únicamente se considera de carácter informativo ya que el registro oficial de TBCELs se realizará en la plataforma que disponga la CRE).

Por último, el sistema permite también consultar las condiciones específicas de cada producto como lo es, el mercado en el cual se pacta el producto, el nodo de referencia, así como el perfil horario establecido (cantidades fijas o porcentajes):



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Mejoras al sistema de control de liquidaciones El Sistema de Control de Liquidaciones es un desarrollo realizado de forma interna. Dicho sistema tiene por objeto facilitar las labores diarias realizadas por los Operadores de las Liquidaciones. Durante el segundo semestre del 2019 se realizaron las siguientes mejoras:

Monitor de Insumos:

Se generó un desplegado que le permite al Operador de la Liquidación el monitorear los insumos disponibles por fecha de emisión y sus respectivas fechas de operación, lo anterior permitirá dar seguimiento a la obtención de los insumos correspondientes, confirmar el momento en el cual se puede proceder al cálculo de la liquidación, verificar que días de operación han sido calculadas las liquidaciones o re-liquidaciones correspondientes, verificar si los Estados de Cuenta Diarios han sido generados y publicados:



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IMAGEN. Panel de monitoreo de insumos del sistema de control de liquidaciones

Módulo de carga de Balances Financieros del Generador de Intermediación Es importante recordar que las Bases del Mercado y el Manual de Liquidaciones establece que el Generador de Intermediación (GI) hará llegar al CENACE los balances semanales de cobros y pagos realizados a los permisionarios en términos de las condiciones establecidas en la Ley del Servicio Público, a fin de compararlos con los cobros y pagos que el GI realice al Mercado Eléctrico Mayorista en términos de la Ley de la Industria Eléctrica, a fin de obtener un saldo que será distribuido a través de las liquidaciones y de manera proporcional entre todos los Compradores de Energía Física. Dichos balances semanales son enviados por el GI al CENACE a través de correo electrónico y son cargados por el Operador de la Liquidación de forma manual directamente a las Bases de Datos de Liquidaciones, esta situación implica riesgos humanos considerables, por lo anterior, como una primera etapa durante el segundo semestre del 2019, se generó un módulo a través del cual el Operador de la Liquidación carga los archivos enviados por el GI a fin de que la información contenida sea almacenada de forma segura a la base de datos.



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Imagen. Módulo de carga de balances financieros del GI en el sistema de control de liquidaciones

El sistema cuenta con ciertas validaciones que garantizan que la información recibida cumple con los requerimientos técnicos especificados, en caso de no cumplir, el sistema despliega un mensaje que específica cual es la inconsistencia y no permite subirla en tanto no se corrige la información correspondiente. Adicionalmente en caso de que el sistema no identifique ninguna inconsistencia, en automático se genera un archivo Excel que compara la información recibida con la información histórica y muestra las desviaciones estadísticas más significativas, el archivo es enviado a CFE Intermediación Legados para su ratificación o corrección. Como una segunda etapa se pretende que este sistema se integre al Área Segura del Sistema de Información de Mercado para que el propio CFE Intermediación Legados cargue la información correspondiente sin necesidad de intervenciones del operador de la liquidación.

Cambios a reglas del mercado

Como parte de las actividades realizadas durante el segundo semestre del año 2019 y siguiendo lo establecido en el Manual para el Desarrollo de Reglas del Mercado durante el segundo semestre del año 2019 el CENACE propuso la modificación de los siguientes Manuales de Práctica de Mercado, cabe mencionar que dichas propuestas están en proceso de aprobación por parte de la Secretaría de Energía.

Manual de Liquidaciones De las modificaciones propuestas se desprenden cinco temas generales los cuales se resumen a continuación:



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1. Servicios Conexos no Incluidos en el Mercado. Tal y como se establece en el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2018-2032 (PRODESEN) publicado por la Secretaría de Energía el pasado 14 de junio de 2019, actualmente dentro del Mercado Eléctrico Mayorista existen afectaciones económicas a los Participantes de Mercado representantes de Centrales Eléctricas (CE) que operan como condensadores síncronos debido a dos situaciones; en primer lugar, por la ausencia de tarifas reguladas por la CRE que retribuyan el servicio prestado y en segundo lugar porque el Mercado cobra la energía que consumen las CE cuando prestan dicho servicio. A fin de mitigar este segundo punto, se propuso dentro del Manual de Liquidaciones la formulación matemática que permitirá compensar económicamente la energía que las CE consumen cuando operan como condensadores síncronos.

2. Metodología para Liquidación de Energía en Pruebas. La Base 9.2.4 establece que en el

Manual de Prácticas correspondiente se detallarán características especiales para la liquidación de Pruebas de Generación, sin embargo, actualmente el Manual de Liquidaciones carece de dichas reglas especiales; lo anterior ocasiona que los Participantes de Mercado en pruebas, estén expuestos al diferencial de precios entre el MDA y el MTR y por lo tanto, a posibles afectaciones económicas debido a cambios en la generación en tiempo real respecto a su programa ofertado. Por tal motivo, se propuso dentro del Manual de Liquidaciones que la energía entregada por CE en periodo de pruebas para entrada en operación comercial sea liquidada tanto en el MDA como en el MTR a precio del MDA.

3. Cambio en la temporalidad de cálculo del Balance Financiero del GI. Actualmente el Manual

de Liquidaciones establece que el Balance Financiero del GI se calculará de forma semanal, sin embargo, esta situación ocasiona ineficiencias en las ejecuciones de los cálculos de las liquidaciones, por tal motivo, se propuso modificar la temporalidad del cálculo de semanal a diario, la propuesta aficionará el proceso de liquidaciones y eliminará afectaciones económicas al GI por posibles omisiones de cálculos de balances financieros. De los cambios sobre este punto se desprenden modificaciones al Manual de Contratos de Interconexión Legados.

4. Pérdidas técnicas y no técnicas aprobadas por la CRE. De los cambios sobre este punto se desprenden modificaciones al Manual de Mediciones.

a. Actualmente el Manual de Liquidaciones establece que la contribución al pago de

pérdidas técnicas y no técnicas se realizará a través de factores y el pago de pérdidas técnicas se sumará a la energía medida, esta situación ocasiona que los Participantes de Mercado no puedan distinguir entre su energía medida y la contribución que realizan, por tal motivo y a fin de mejorar la trazabilidad de la información por parte de los Participantes de Mercado, se propuso dejar de sumar la contribución de pérdidas técnicas y dejar de utilizar factores para la contribución de



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pérdidas no técnicas y mostrar de manera separada la energía medida, así como la energía contribuida de pérdidas técnicas y no técnicas.

b. Con la metodología actual incluida en el Manual de Liquidaciones, el Transportista

no recupera el total de su tarifa de operación debido a que no se considerada el total de la energía transportada por sus redes; por tal motivo, se propuso una metodología matemática que permitirá que el transportista recupere su tarifa con base en el total de energía retirada de la RNT.

c. Como parte de las modificaciones propuesta se atiende el oficio UE-

240/125911/2018 mediante el cual la CRE instruye al CENACE realizar todas las gestiones necesarias para aplicar el Anexo E del Acuerdo A/074/2015.

5. Alineación de Reglas del Mercado y ajustes generales.

a. Actualmente el Manual de Liquidaciones establece que los montos recaudados por

penalizaciones a generadores por el incumplimiento en la activación de Servicios Conexos Incluidos en el Mercado se transferirán al Fondo de Capital de Trabajo, sin embargo, las Bases del Mercado establecen que estos mismos recursos deberán ser repartidos de forma proporcional entre los Compradores de Energía Física, por tal motivo, se propuso alinear el Manual de Liquidaciones con lo establecido con las Bases del Mercado.

b. Como parte de las modificaciones realizadas se incorporaron Folios de Liquidación

aprobados previamente por SENER y CRE mediante oficios a fin de que todos los cálculos se encuentren en un mismo documento.

c. Se incluye a la propuesta de modificación del Manual de Liquidaciones, metodología de truncamiento de insumos y redondeo de cálculos, lo anterior a fin de que todos los integrantes de la Industria Eléctrica puedan replicar sus liquidaciones.

d. Por último, se realizaron ajustes generales de forma que incluyen ajustes menores de fórmulas, redacción e integración de anexo que contiene todas las variables utilizadas en el Manual de Liquidaciones.

Manual de Transacciones Bilaterales y Contratos de Cobertura.

De las modificaciones propuestas se desprenden tres temas generales los cuales se resumen a continuación:



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1. Automatización de Transacciones Bilaterales Financieras (TBFins). Los Participantes de

Mercado han optado por realizar el registro de sus TBFins de manera manual, debido a que el Manual actualmente no considera condiciones dinámicas para el registro automático, esto implica un proceso poco eficiente, lo cual a su vez se traduce en costos crecientes (se destina mucho personal y tiempo para esta actividad), además de que existe una alta probabilidad de errores humanos que tendrían como consecuencia afectaciones económicas. Por lo anterior, se propuso integrar al Manual condiciones de especificación de transacciones, a fin de que los Participantes puedan establecer condiciones dinámicas (mínimo, máximos, diferencias entre MDA y MTR) que evaluará el SPFin para el registro automático de transacciones asociadas a Contratos de Cobertura, adicionalmente con las modificaciones se permitirá que el SPFin realice ajustes de manera automática en el proceso de Re-liquidaciones a las TBFins asociadas a Contratos de Cobertura debido a actualizaciones de insumos (mediciones y precios).

2. Responsabilidad Estimada Agregada en las TBFins. La propuesta de modificación sobre este

punto persigue establecer principios de cálculo, reglas y directrices generales homogéneas entre todas las Reglas del Mercado vigentes, para la administración y operación de las Transacciones Bilaterales (Financieras y de Potencia) así como su relación con la Responsabilidad Estimada Agregada (REA). Asimismo, este proceso de homologación de Reglas del Mercado, simultáneamente, permitirá desarrollar Disposiciones Operativas del Mercado Complementarias para el cálculo de la Responsabilidad Estimada Agregada.

3. Tiempos de Registro de Contrato de Cobertura. La propuesta de modificación busca

especificar de manera más clara los tipos de Contratos de Cobertura y los tiempos de su registro sobre todo para aquellas empresas que firmen Contratos de Cobertura previo a acreditarse como Participantes de Mercado. Lo anterior encaminado a brindar certeza jurídica a los Participantes de Mercado y establecer un mecanismo que permita notificar al CENACE los Contratos de Cobertura pactados previo a contar con el estatus de acreditado como Participante de Mercado.



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M) Avances en la Medición

Proceso de Mediciones para Liquidaciones

Uno de los principales insumos para realizar las liquidaciones de las transacciones realizadas en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) es la medición de energía eléctrica. Con relación a este rubro, se informa que durante el segundo semestre de 2019 se continuó con la realización de los trabajos correspondientes a las siguientes áreas: 1. Regulación referente a los Sistemas de Medición Derivado de la operación de los Comités Consultivos para el Análisis de la Reglas del Mercado, se participó en el grupo de trabajo para la revisión del Manual de Criterios para el Despacho y la Desagregación de Energía para las Unidades de Propiedad Conjunta en el Mercado Eléctrico Mayorista para el desarrollo de propuestas de actualización del Manual, mismas que siguen en proceso de análisis por la SENER y CRE de acuerdo con la nueva política energética del país.

2. Infraestructura de Medición

2.1 Inventario de Sistemas de Medición Con el objetivo de implementar un sistema para el control de los equipos de medición utilizados para realizar las liquidaciones en el MEM, se realizaron las siguientes actividades:

• Se concluyó el desarrollo del Módulo de Medidores de energía en el Sistema SAPPSE v 2.0.

• Se continúa el seguimiento al programa de implementación del módulo de Medidores para Liquidación en el Sistema de Administración para Puesta en Servicio de Equipo (SAPPSE) con CFE Transmisión.

• Se planea iniciar la puesta en operación con CFE Distribución, en el primer semestre del 2020.

Se continúa el seguimiento al programa de implementación del “Proyecto de Modernización de los Sistemas de Medición para Liquidación en el Mercado Eléctrico Mayorista” de CFE Transmisión durante los años 2018, 2019 y 2020, el cual puede observarse a continuación:



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Fuente: Comisión Federal de Electricidad (CFE)

2.2 . Recepción de Registros de Medición

Se continúa con la actualización del Sistema de Recepción de Datos de Energía para Liquidaciones (SiRDELi); actualmente se encuentra en la etapa de pruebas, las cuales tienen como objetivo verificar lo siguiente:

• Únicamente se reciban perfiles de medición completos (perfiles con 288 valores de energía

cincominutales por día de operación), considerando las excepciones para Inicio y Fin del

Horario de Verano (274 y 300 registros respectivamente).

• Únicamente se reciban los medidores que envíen el perfil de Energía Entregada (KWh+) y

Energía Recibida (KWh-).

• Restrinja la recepción de información con base en las fechas límite para envíos establecidos

en el Manual de Medición para Liquidaciones.

• Se ha implementado el módulo para la solicitud, aprobación y envíos de información

posterior a las fechas límite establecidas en el Manual de Medición para Liquidaciones.

• Se ha implementado un sistema de autenticación para la visualización de la información en

SiRDELi, con base en roles.

• Se reciban registros de medición con base en las fechas de alta y baja de cada medidor.

• Se generen los reportes de los perfiles cincominutales incluyendo el manejo de los husos

horarios.

• Se generen los reportes para los días de operación en los que se realiza cambio de horario

(inicio y fin de horario de verano) de forma correcta.

• Esté implementada la interfaz que permita a los responsables del sistema de medición, el

envío de los perfiles de medición cincominutal de forma manual.



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Derivado de la solicitud de información de medición de los Sistemas en Abasto Aislado interconectados al Sistema Eléctrico por parte de la Comisión Reguladora de Energía para la acreditación de Certificados de Energía Limpia y el CENACE para la ejecución del Balance de Potencia; se gestionó con los participantes del MEM la recepción de la información horaria de la generación total de las Centrales Eléctricas y el consumo total de los Centros de Carga dentro de los Sistemas de Abasto Aislado registrados en el MEM.

3. Administración de Medición de energía para Liquidaciones Se continúa con los trabajos para contar con un sistema integral que permita la administración de la información de medición de energía utilizada para realizar las liquidaciones en el MEM, por lo que una vez concluida la Especificación de Requerimientos del Sistema de Administración de Datos de Medición (MDM) para el proceso de Liquidación del Mercado, se inició el desarrollo del Anexo Técnico del Sistema de Administración de Datos de Medición (MDM), para determinar la adquisición o desarrollo de este sistema.

3.1 Calidad de la información de medición de energía para liquidaciones

Para incrementar la calidad de la información de energía para liquidaciones, se realizaron las actividades siguientes:

a) Seguimiento a la conciliación de los registros de medición entre CENACE,

CFE Transmisión y CFE-Distribución de forma mensual, las GCR reportan el estado en el que se encuentra la formalización al día 10 calendario de cada mes con sus similares de forma regional, el concentrado del estado de la formalización se transmite a los corporativos de CFE-Transmisión y CFE-Distribución para su atención.

b) Derivado del requerimiento de la implementación de lo establecido mediante oficio

CENACE/DAMEM/171/2017 para segregar las cargas por rango de tensión se realizaron las siguientes actividades:

• Ajustes en el SIFOMED de tal forma que permita a las Gerencias de Control

Regional reportar la energía de las cargas indirectamente modeladas que representa el Generador de Intermediación segregada por rango de tensión.

• Ajustes al Sistema de Validación de Energía para Liquidaciones que se encuentra en productivo para poder segregar la energía de CFE-Suministro Básico por rango de tensión.

• Ajustes en el SIMEL para la recepción de los datos de energía por rango de tensión. • Cambios en los algoritmos de cálculo del esquema de Base de Datos para considerar

los cambios a las Cargas por rango de tensión.



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Los sistemas se encuentran configurados a la espera de la confirmación por parte del proceso de registro de Participantes del Mercado para el inicio de operaciones de las Cargas por rango de tensión esperando se lleve a cabo en el primer semestre de 2020.

c) Se realizó la identificación de Centrales Eléctricas que reciben energía por dos o más

niveles de tensión y se continúa la gestión con el proceso de registro para que sean creadas las claves se consumó que se requieren con la finalidad de mejorar la aplicación de pérdidas y tarifas de Transmisión.

d) Se continuó con la versión 2.0 del Sistema de Validación de Energía para

Liquidaciones (SIVEL) el cual contará con las siguientes mejoras respecto a la versión actual:

Versión WEB Módulo de Validaciones:

• Extracción de información de diversas fuentes (Ejemplo: SiRDELi, SCADA, MDA, AUGC, etc.).

• Validación por punto de medición mediante parámetros estadísticos (Ejemplo: correlación, error, varianza, etc.).

• Selección automática de la fuente con el mejor valor para ser utilizado. • Validaciones generales por Gerencia de Control Regional mediante balance. • Creación de gráficos personalizados. • Validaciones de información mensual. • Dar prioridad a la información que ya ha sido formalizada con el responsable de

medición. • Configuración de las fuentes de información para un solo punto de medición las

cuales podrán ser graficadas. • Manejo de cambio de horario, es decir presentar valores nulos cuando el día solo

contenga 23 horas. • Rastreabilidad de la información que proviene de medición y cuando es un

estimado. • Asociación de Inyección de centrales Eléctricas con el consumo de estas, lo cual

permitirá identificar cuando la información presente un error.

Versión WEB Módulo de Liquidaciones:

• Transferencia de información directa entre las Bases de Datos de las GCR y el

Corporativo, de forma tal que garantice la integridad de la información. • Realizar validaciones por clave de liquidación con base en datos del MDA y

liquidaciones previas. • Reportes de diferencias con base en parámetros configurables.



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• Validación por clave de liquidación, mediante parámetros estadísticos (Ejemplo: correlación, error, varianza, etc.)

Adicionalmente, se llevó a cabo una sesión de capacitación para el arranque del llenado de los catálogos de equipos de medición y puntos de medición que serán un insumo para el funcionamiento del sistema una vez concluido.

e) Se encuentra en pruebas el Módulo de Formalización de Mediciones.

f) Se realizó la mejora en las validaciones del Sistema de Medición para Liquidaciones (SIMEL), dicho cambio permite que las GCR puedan visualizar de forma eficiente, sintetizada y representativa los reportes de validaciones de los datos de energía para liquidaciones que envían a la Unidad de Operaciones Comerciales, los ajustes se pusieron en productivo en el mes de noviembre.

IMAGEN REPORTES ANTERIORES IMAGEN REPORTES DE VALIDACION CON EL CAMBIO DE CRITERIOS



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g) Se implementó la validación mediante la que se identifica cuando un activo se está liquidando con estimado (MDA) en una Re-Liquidación 2 y 3 y se le da seguimiento de forma tal que esto sea corregido de forma inmediata, cabe mencionar que se trabajará para que esto se realice desde la Re-Liquidación 1.

IMAGEN VALIDACION DEL DATO DE LIQUIDACION COMPARADO CON MDA

h) Respecto al tema Unidades de Propiedad conjunta, se realizaron las gestiones con los diferentes procesos operativos y del Mercado de Corto Plazo para clarificar y mejorar la calidad de los insumos para efectos de la segregación de energía a los diferentes representantes de las UPC en el MEM.

Estas mejoras generaron cambios que tuvieron que ser implementados en el Sistema Asistente de Generación de Segregaciones (SAGs) principalmente por las instrucciones de despacho y las capacidades del Catálogo del Mercado, actualmente el SAGs se encuentra operando en 4 de las 6 GCR que tienen Unidades de Propiedad Conjunta, en dos GCR se encuentra pendiente la operación debido las diferencias en los UTC, sin embargo se le dará el seguimiento para que esto pueda ser implementado.

i) Se dio seguimiento al indicador del Proceso de Medición para Liquidaciones al 90%

de cumplimiento, presentando los siguientes resultados:



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Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90%

96.9% 98.6% 98.4% 97.8% 98.6% 96.5% 96.5% 96.5% 96.5% 96.5% 96.5% 96.5%

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

96.8% 95.5% 98.4% 96.8% 98.4% 95.0% 96.0% 90.3% 96.7% 88.7% 92.5% 97.5%

98.4% 100.0% 98.4% 97.6% 100.0% 97.5% 98.4% 100.0% 100.0% 96.8% 97.5% 100.0%

95.2% 99.1% 98.4% 98.4% 96.8% 99.2% 96.8% 91.1% 96.3% 96.8% 90.0% 98.3%

100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 98.3% 100.0% 99.2% 100.0%

98.4% 100.0% 98.4% 97.6% 99.2% 85.8% 93.5% 96.8% 95.8% 87.1% 86.7% 95.8%

90.3% 97.3% 96.8% 93.5% 96.0% 95.8% 97.6% 97.6% 95.8% 93.5% 90.8% 90.0%

99.2% 99.1% 100.0% 98.4% 98.4% 100.0% 99.2% 100.0% 100.0% 94.4% 98.3% 100.0%

97.6% 97.3% 99.2% 99.2% 100.0% 99.2% 99.2% 99.2% 99.2% 100.0% 100.0% 100.0%

93.5% 100.0% 90.0% 100.0% 100.0% 92.9% 100.0% 90.3% 100.0% 96.8% 93.3% 93.3%

≥90 % <90 % ≥ 80 % <80

Semáforo

Ambar RojoVerde

GCR Oriental

(Indicador integrado)

Periodo

GCR Peninsular

corporativo

GCR Occidental

GCR Noroeste

GCR Norte

GCR Noreste

GCR Baja California

2019

corporativo+GCR

Meta

Periodo

GCR Central

j) Se implementó un mecanismo de transferencia de información a la unidad de

pronóstico de la demanda mediante el cual se les pone a disposición los datos de energía para Liquidaciones.

k) Se continúa con el desarrollo de la solución informática en coordinación con

personal responsable del Sistema de Información del Mercado (SIM) y las Gerencias de Control Regional para compartir la segregación cincominutal de energía de las Unidades de Propiedad Conjunta (UPC) a los Representantes de éstas en el Mercado.

l) Se impartieron cursos de capacitación de los procesos a cargo de la Unidad de

Operaciones Comerciales hacia las Gerencias de Control Regional con la finalidad de mejorar la interacción entre los diferentes procesos y conocer el uso que se le da a la información que cada GCR proporciona, el curso tuvo una duración de 30 horas.

N) Avances en la integración y funcionamiento de los Comités Consultivos de Análisis de Reglas del Mercado especializados, y del Comité de Confiabilidad

Con relación a la integración de los Comités Consultivos de Análisis de las Reglas del Mercado (CCARM), no hay avances que reportar, toda vez que, mediante Acuerdo No. CA-014/2016-09, de



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fecha 2 de marzo de 2016, el Consejo de Administración del CENACE aprobó la creación, en 2018, de los Comités mostrados en el informe correspondiente al primer semestre de 2019.

Por su parte y respecto al funcionamiento, se reporta que, durante el segundo semestre de 2019, y en relación con dos propuestas de modificación a Manuales de Prácticas del Mercado, se planteó a la Secretaría de Energía la necesidad de evaluar la pertinencia de reconfigurar la composición y operación de los Comités Consultivos de Análisis de Reglas del Mercado existentes con el fin de adecuarlos a las directrices de la nueva política energética. El tema está en análisis.

Comité de Confiabilidad del SEN (CCSEN) y los Subcomités de Confiabilidad del SEN (SCSEN). En el segundo semestre del 2019, el Comité de Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional llevó a cabo la tercera y cuarta sesiones ordinarias y para el Subcomité de Confiabilidad la tercera sesión ordinaria, realizadas en forma y sin ningún contratiempo. Dentro de la agenda se han tratado temas como condiciones operativas esperadas, análisis de eventos, avance y seguimiento de nuevos proyectos de Transmisión, Distribución y Generación del Sistema Eléctrico Nacional. En la Tabla 1 se presentan las fechas de las sesiones llevadas a cabo tanto del primero como del segundo semestre del 2019. Tabla 1. Sesiones ordinarias 2019.

Sesiones Ordinarias del Comité de Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional (CCSEN) y Subcomité de Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional (SCSEN) 2019

CCSEN Comité Confiabilidad del

Sistema Eléctrico Nacional

*3 de abril **1 de agosto

**30 de octubre

SCSEN GCRCEL Subcomité Confiabilidad del Sistema Eléctrico

Nacional Gerencia de Control Regional Central

*11 de enero *16 de mayo

**2 de septiembre

SCSEN GCRORI Subcomité Confiabilidad del Sistema Eléctrico

Nacional Gerencia de Control Regional Oriental

*28 de enero *3 de junio

**23 de septiembre

SCSEN GCROCC Subcomité Confiabilidad del Sistema Eléctrico

Nacional Gerencia de Control Regional Occidental


**11 de septiembre

SCSEN GCRNOR

Subcomité Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional Gerencia de Control Regional

Noroeste

*24 de enero

*30 de mayo **19 de septiembre



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SCSEN GCRNTE Subcomité Confiabilidad del Sistema Eléctrico

Nacional Gerencia de Control Regional Norte

*8 de febrero *12 de junio

**30 de septiembre

SCSEN GCRNES Subcomité Confiabilidad del Sistema Eléctrico

Nacional Gerencia de Control Regional Noreste


**20 de septiembre

SCSEN GCRPEN

Subcomité Confiabilidad del Sistema Eléctrico

Nacional Gerencia de Control Regional Peninsular

*30 de enero *5 de junio

**25 de septiembre

SCSEN GCRBCA

Subcomité Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional Gerencia de Control Regional Baja

California

*16 de enero

*14 de mayo **10 de septiembre

*Sesiones llevadas a cabo en el primer semestre de 2019

**Sesiones llevadas a cabo en el segundo semestre de 2019

En la tabla 2 se presenta el programa para las siguientes sesiones ordinarias.

Tabla 2. Próximas sesiones ordinarias


CCSEN

Comité Confiabilidad del

Sistema Eléctrico Nacional

*2 de abril

6 de agosto

29 de octubre

SCSEN GCRCEL


Nacional Gerencia de Control Regional Central


SCSEN GCRORI

Subcomité Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional Gerencia de Control Regional Oriental


SCSEN GCROCC

Subcomité Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional Gerencia de Control Regional

Occidental


SCSEN GCRNOR Subcomité Confiabilidad del Sistema Eléctrico

Nacional Gerencia de Control Regional Noroeste

*15 de enero

*28 de mayo



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SCSEN GCRNTE Subcomité Confiabilidad del Sistema Eléctrico

Nacional Gerencia de Control Regional Norte

*5 de febrero *2 de junio

SCSEN GCRNES Subcomité Confiabilidad del Sistema Eléctrico

Nacional Gerencia de Control Regional Noreste


SCSEN GCRPEN


Nacional Gerencia de Control Regional Peninsular

*29 de enero

*3 de junio

SCSEN GCRBCA

Subcomité Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional Gerencia de Control Regional Baja

California

*9 de enero

*12 de mayo

*Sesiones programadas para el primer semestre de 2020

O) Solicitudes de Estudio Indicativo, Estudio de Impacto, Estudio de Impacto Versión Rápida, Estudio de Instalaciones, Estudios de Servicios de Transmisión (porteo), Solicitudes para Contrato de Interconexión

Solicitudes de Interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga

El 2 de junio de 2015, se publicaron en el Diario Oficial de la Federación (DOF) los Criterios mediante los que se establecen las características específicas de la infraestructura requerida para la Interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga (Criterios). El 9 de febrero del 2018, se publicó en el DOF el Manual para la Interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga (Manual), el cual tiene como propósito establecer los requisitos, describir los procesos y procedimientos, definir las obligaciones y derechos que deben observarse en la atención de Solicitud de Interconexión de Centrales Eléctricas o de Conexión de Centros de Carga incluyendo la mecánica bajo la cual se lleva a cabo el análisis y atención de los Estudios de Interconexión y Conexión, la suscripción del Contrato respectivo y el procedimiento para la interconexión y conexión física de Centrales Eléctricas y Centros de Carga a la Red Nacional de Transmisión y a las Redes Generales de Distribución. El Manual, en su Transitorio Primero, menciona que para las Solicitudes que se encuentren en trámite hasta antes de su publicación, seguirán siendo aplicables las disposiciones establecidas en



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los Criterios, no obstante, el solicitante que desee que le sea aplicable el presente Manual podrá requerirlo al CENACE. El Manual establece que el CENACE deberá realizar los Estudios de Interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga a fin de determinar las Características Específicas de la Infraestructura Requerida y las necesidades de Ampliación y Modernización en la RNT y las RGD, para llevar a cabo la Interconexión de Centrales Eléctricas o Conexión de Centros de Carga, el Incremento de Capacidad Instalada o Carga Contratada y cambio del Punto de Interconexión o Conexión.

Para las solicitudes de Interconexión en el Manual se definen los siguientes estudios:

• Impacto Versión Rápida

• Indicativo

• Impacto

• Instalaciones

• Infraestructura RNT

• Clúster

Asimismo, para las solicitudes de Estudios de Conexión se definen los siguientes estudios:

• Impacto

• Calidad del Servicio de la Energía

• Instalaciones

• Infraestructura RNT

• Clúster

Actualmente, el CENACE cuenta con una plataforma en su sitio WEB oficial, denominado Sistema de Atención a Solicitudes de Interconexión y Conexión (SIASIC), en la cual el Solicitante puede generar las solicitudes de los estudios correspondientes al proceso de interconexión o conexión. Los Estudios de Interconexión y Conexión se realizan en cumplimiento a la Ley de la Industria Eléctrica, su Reglamento y la regulación vigente. Las tablas siguientes resumen la atención de las Solicitudes de Estudio Indicativo, Estudio de Impacto, Estudio de Impacto Versión Rápida, Estudio de Calidad del Servicio de la Energía, Estudio de Instalaciones, Contrato de Interconexión y Conexión, ingresadas, aceptadas, atendidas, canceladas, incumplidas y en proceso en el periodo de enero a diciembre de 2019 y su comparativo en relación con el mismo periodo de 2018.



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Tipo de Estudio Ingresadas Atendidas Canceladas Incumplidas Proceso Ingresadas Atendidas Canceladas Incumplidas Proceso

Indicativo 272 165 59 19 29 180 107 27 8 38

Impacto* 217 148 18 6 45 204 132 20 5 47

Impacto Versión Rapida e Instalaciones 13 12 1 0 0 0 0 0 0 0

Instalaciones 144 110 16 6 12 141 96 12 4 29

Contrato de Interconexión 141 97 19 7 18 135 94 19 6 16

Modalidad Planeación 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Total de Estudios 787 532 113 38 104 660 429 78 23 130

Derivado de la publicación del Manual, se dejó de aplicar el Estudio de Impacto Versión Rápida e Instalaciones a las

Solicitudes de Interconexión de Centrales Eléctricas.

*Para Centrales Eléctricas de 0.5 a 10 MW el Manual contempla la elaboración del Estudio de Impacto Versión Rápida;

todos los estudios realizados para dichas centrales se han contabilizado en ésta categoría.

Enero - Diciembre 2019Interconexión Enero - Diciembre 2018

Tipo de Estudio Ingresadas Atendidas Canceladas Incumplidas Proceso Ingresadas Atendidas Canceladas Incumplidas Proceso

Indicativo 27 16 10 1 0 0 0 0 0 0

Impacto* 58 29 11 4 14 60 34 11 3 12

Calidad del Servicio de la Energía* 10 6 0 0 4 14 9 4 0 1

Instalaciones 49 36 3 2 8 51 42 2 0 7

Contrato de Conexión 51 36 5 3 7 87 53 18 6 10

Modalidad Planeación 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Total de Estudios 195 123 29 10 33 212 138 35 9 30

Derivado de la publicación del Manual, se dejo de aplicar el Estudio Indicativo a las Solicitudes de Conexión de

Centros de Carga.

*Para Cargas Convencionales aplica el Estudio de Impacto, y para Cargas Especiales aplica el Estudio

de Calidad del Servicio de la Energía.

Conexión Enero - Diciembre 2018 Enero - Diciembre 2019

Solicitudes de Interconexión, comparativa 2018 vs 2019

Tipo de Estudio Ingresadas Atendidas Canceladas Incumplidas Proceso

Indicativo -92 -58 -32 -11 9

Impacto* -13 -16 2 -1 2

Impacto Versión Rapida e Instalaciones -13 -12 -1 0 0

Instalaciones -3 -14 -4 -2 17

Contrato de Interconexión -6 -3 0 -1 -2

Modalidad Planeación 0 0 0 0 0

Total de Estudios -127 -103 -35 -15 26

Interconexión Comparativa 2018 vs 2019



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Solicitudes de Conexión, comparativa 2018 vs 2019

Tipo de Estudio Ingresadas Atendidas Canceladas Incumplidas Proceso

Indicativo -27 -16 -10 -1 0

Impacto* 2 5 0 -1 -2

Calidad del Servicio de la Energía* 4 3 4 0 -3

Instalaciones 2 6 -1 -2 -1

Contrato de Conexión 36 17 13 3 3

Modalidad Planeación 0 0 0 0 0

Total de Estudios 17 15 6 -1 -3

Conexión Comparativa 2018 vs 2019

Las problemáticas que han derivado en retraso en la entrega a tiempo de los Estudios son:

El Manual establece que es obligación y responsabilidad del Transportista o Distribuidor proporcionar, a solicitud del CENACE, las estimaciones de los costos de inversión y las especificaciones técnicas de la Infraestructura para la Interconexión de Centrales Eléctricas o Conexión de Centro de Carga. A la fecha no existe un Convenio entre el CENACE y CFE Transmisión (Transportista) por la prestación de estos servicios, lo que ha propiciado que la atención generalmente sea fuera de los plazos requeridos para dar cumplimiento al Manual. Se está trabajando en la elaboración del Convenio, tomando como base el establecido con CFE Distribución.

La plantilla laboral de las Gerencias de Control Regional, con funciones dedicadas a la operación y control del Sistema Eléctrico Nacional, adquirió adicional a sus actividades la encomienda de la elaboración de los Estudios de Conexión e Interconexión, así como la participación en la elaboración de los programas de ampliación y modernización de la Red Nacional de Transmisión (RNT) y los elementos de las Redes Generales de Distribución (RGD) del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). El personal ha ido obteniendo las habilidades necesarias para la elaboración de los Estudios de Conexión e Interconexión, aunado a su experiencia técnica en la operación del SEN, lo que ha ocasionado que en algunos casos se presentaran retrasos en la atención de los Estudios. Asimismo, con la contratación de nuevo personal técnico, la situación se agravó por los períodos requeridos para la capacitación de éste.

Asimismo, el constante cambio en las condiciones de red dados los proyectos que van adquiriendo prelación (Contrato de Interconexión y Conexión), así como el cambio en la fecha de entrada en operación de las obras instruidas en la RNT, en las RGD o su cancelación, ha requerido que el personal esté dando constante mantenimiento a las bases de datos a fin de tenerlas en condiciones de elaborar los estudios.



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Durante el periodo de enero a diciembre de 2019, el CENACE atendió en total de cada tipo de estudios y contratos:

Indicativo 107

Impacto 166

Calidad del Servicio de la Energía 9

Impacto Versión Rapida e Instalaciones 0

Instalaciones 138

Contratos 147

Total 567

Tipo de EstudioNo. Estudios

Atendidos

Estudios de Servicios de Transmisión (Porteo)

El artículo Segundo transitorio de la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) establece que los permisos y contratos de autoabastecimiento, cogeneración, producción independiente, pequeña producción, importación, exportación, y usos propios continuos otorgados o tramitados al amparo de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) continuarán rigiéndose en los términos establecidos en la citada Ley y las demás disposiciones emanadas de la misma, en lo que no se oponga a lo anterior y por lo dispuesto en la LIE y sus transitorios.

Las Solicitudes de Interconexión y de Servicios de Transmisión de las Centrales Eléctricas que se regirán por Contratos de Interconexión Legados, serán evaluadas en los términos establecidos en la LSPEE y las disposiciones emanadas de las mismas, según el artículo Décimo Séptimo transitorio de la LIE.

Solicitudes recibidas para la determinación de los cargos del Servicio de Transmisión

En el periodo enero-diciembre de 2019, se recibieron 118 solicitudes para la determinación de los cargos del Servicio de Transmisión: 29 corresponden a Centrales Eléctricas convencionales, 89 a Centrales Eléctricas con fuente de energía renovable o cogeneración eficiente. Del total de solicitudes, 98 están concluidas, 16 en proceso. Cabe señalar que, en el periodo mencionado se atendieron 11 solicitudes con ingreso en 2018 y 2 canceladas por los permisionarios.



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En la tabla siguiente se muestran un resumen de las solicitudes recibidas de enero a diciembre de 2019 y su comparación respecto al mismo período de 2018, así como las concluidas en el periodo mencionado.

ene-dic 2018 ene-dic 2019 Comparación

2019 vs 2018

Solicitudes recibidas 99 118 19

De las cuales:

Centrales Eléctricas convencionales 30 29 -1

Centrales Eléctricas con fuente de

energía renovable o cogeneración eficiente

69 89 20

Solicitudes concluidas 102 109 7

De las cuales:

Solicitudes concluidas en el período 84 98 14

Solicitudes atendidas en el período

y recibidas en el período anterior 18 11 -7

Solicitudes en proceso 10 16 6

Solicitudes Canceladas 3 2 -1

Se observa que se recibió un 19% más de solicitudes en 2019, principalmente para Centrales Eléctricas con fuente de energía renovable o cogeneración eficiente. Tomando en cuenta que existe una regulación específica para la atención de las solicitudes de Servicio de Transmisión, éstas no están sujetas a plazos establecidos. Para llevar a cabo la atención de las solicitudes, CFE Distribución y el CENACE celebraron un Convenio Específico en 2018.

El monto total por concepto de estudios en el periodo enero-diciembre de 2019 asciende a $42,147,476 pesos (sin IVA) de los cuales $12,654,662 pesos corresponden al CENACE y $29,492,814 a CFE pesos a CFE Distribución.

En la tabla y figura siguientes se muestra un resumen de los montos por estudios de enero a diciembre de 2019 y su comparación respecto al mismo período de 2018.



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Período ene-dic 2018 ene-dic 2019

Ingresos por estudios de Servicio de Transmisión sin IVA

$ 71,764,146

$ 42,147,476

De las cuales:

Corresponden a CENACE $ 17,301,534 $ 12,654,662

Corresponden a CFE Distribución $ 54,462,612 $ 29,492,814

Cabe mencionar que la determinación de los costos de los estudios del Servicio de Transmisión se realiza con base en la metodología aprobada por la CRE y depende del tipo de Central Eléctrica, el



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número de cargas de la solicitud y el nivel de tensión en que se encuentren conectadas, por ello las cifras mostradas son de carácter ilustrativo dado que cada caso es singular. Convenios con CFE Distribución El 4 de diciembre de 2019, la Subdirección de Planeación del CENACE celebró con CFE Distribución el Convenio de Colaboración para atención de solicitudes de Conexión de Centros de Carga en tensiones menores a 69 kV, formalizando la coordinación establecida en el capítulo 8 del Manual para la Interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga (Diario Oficial de la Federación del 9 de febrero de 2018).

P) Avances relacionados con la planeación de la expansión de la Red Eléctrica

El CENACE tiene la facultad de proponer la ampliación y modernización de la Red Nacional de Transmisión (RNT) y de los elementos de las Redes Generales de Distribución (RGD) que correspondan al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). De los Programas de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y los elementos de las Redes Generales de Distribución que correspondan al Mercado Eléctrico Mayorista (PAMRNT) 2019-2033: • Mediante Oficio No. CENACE/DOPS/259/2019 en atención al Oficio 311/100/2019 de la

Dirección General Adjunta de Coordinación de la Industria Eléctrica de la Secretaría de Energía, se enviaron 32 Fichas de Información de Proyecto; proyectos contenidos en el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2019-2033 expedido por la Secretaría de Energía y, que fueron propuestos en los Programas de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y los elementos de las Redes Generales de Distribución que correspondan al Mercado Eléctrico Mayorista (PAMRNT) 2019-2033 elaborado por el CENACE y autorizado por la Secretaría de Energía.

Se informa que las Fichas de Información de Proyecto correspondientes a tres proyectos de modernización propuestos e instruidos no se han concluido, ya que está en proceso la recopilación de información por parte de CFE Transmisión que permita confirmar las metas físicas definitivas y los montos de inversión requeridos para los tres proyectos.

Para la elaboración de la propuesta de los programas de ampliación y modernización de la RNT y de los elementos de las RGD que correspondan al MEM 2020-2034, el CENACE inicia con la solicitud de información a los integrantes de la Industria Eléctrica y Participantes del Mercado.



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• Mediante Oficio No. CENACE/DOPS/132/2019, el CENACE solicitó a CFE Transmisión información estadística de 2018 y 2019 necesaria para elaborar el pronóstico de demanda y consumo a 15 años, insumos requeridos para los estudios de los programas de ampliación y modernización de la RNT y de los elementos de las RGD que correspondan al MEM 2020-2034.

• Mediante Oficio No. CENACE/DOPS/133/2019, el CENACE solicitó a CFE Contratos de Interconexión Legados información estadística de 2018 y 2019 necesaria para elaborar el pronóstico de demanda y consumo a 15 años, insumos requeridos para los estudios de los programas de ampliación y modernización de la RNT y de los elementos de las RGD que correspondan al MEM 2020-2034.

• Mediante Oficio No. CENACE/DOPS/134/2019, el CENACE solicitó a CFE Suministro Básico información estadística de 2018 y 2019 necesaria para elaborar el pronóstico de demanda y consumo a 15 años, insumos requeridos para los estudios de los programas de ampliación y modernización de la RNT y de los elementos de las RGD que correspondan al MEM 2020-2034.

• Mediante Oficio No. CENACE/DOPS/135/2019, el CENACE solicitó a CFE Calificados información estadística de 2018 y 2019 necesaria para elaborar el pronóstico de demanda y consumo a 15 años, insumos requeridos para los estudios de los programas de ampliación y modernización de la RNT y de los elementos de las RGD que correspondan al MEM 2020-2034.

• Mediante Oficio No. CENACE/DOPS/136/2019, el CENACE solicitó a los representantes de Suministradores Calificados del Mercado Eléctrico Mayorista información estadística de 2018 y 2019 necesaria para elaborar el pronóstico de demanda y consumo a 15 años, insumos requeridos para los estudios de los programas de ampliación y modernización de la RNT y de los elementos de las RGD que correspondan al MEM 2020-2034.

• Mediante Oficio No. CENACE/DOPS/137/2019, el CENACE solicitó a la Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía la información para elaborar el pronóstico de demanda y consumo a 15 años, insumos requeridos para los estudios de los programas de ampliación y modernización de la RNT y de los elementos de las RGD que correspondan al MEM 2020-2034.

• Mediante Oficio No. CENACE/DOPS/138/2019, el CENACE solicitó a la Secretaría de Energía la información para elaborar el pronóstico de demanda y consumo a 15 años, insumos requeridos para los estudios de los programas de ampliación y modernización de la RNT y de los elementos de las RGD que correspondan al MEM 2020-2034.



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• Mediante Oficio No. CENACE/DOPS/300/2019, el CENACE envió el Diagnóstico Operativo 2019 del Sistema Eléctrico Nacional a la Comisión Reguladora de Energía, en cumplimiento al numeral 1.c) del Acuerdo QUINTO del "Acuerdo por el que la Comisión Reguladora de Energía emite opinión respecto de los Programas de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y de las Redes Generales de Distribución 2019-2033".

• Mediante Oficio No. CENACE/DOPS/319/2019, el CENACE solicitó a CFE Distribución los datos de la RGD del MEM para elaborar los Programas de Ampliación y Modernización de la RNT y las RGD del MEM 2020-2034.

• Mediante Oficio No. CENACE/DOPS/320/2019, el CENACE solicitó a CFE Transmisión los datos de la RNT para elaborar los Programas de Ampliación y Modernización de la RNT y las RGD del MEM 2020-2034.

• Mediante Oficio No. CENACE/DOPS/321/2019, el CENACE solicitó a la CFE Dirección Corporativa Operaciones los datos de Modernización de las Centrales Eléctricas para elaborar los Programas de Ampliación y Modernización de la RNT y las RGD del MEM 2020-2034.

• Mediante Oficio No. CENACE/DOPS/322/2019, el CENACE solicitó a la CFE Dirección Corporativa de Ingeniería y Proyectos de Infraestructura los datos de las Centrales Eléctricas bajo la LSPEE y a LIE para elaborar los Programas de Ampliación y Modernización de la RNT y las RGD del MEM 2020-2034.

• Mediante Oficio No. CENACE/DOPS-SP/190/2019 dirigido a las Gerencias de Control Regional y Sistemas La Paz y Mulegé, se les solicitó los insumos para integrar los escenarios de demanda de los pronósticos de demanda integrada horaria y demanda instantánea para el Sistema Eléctrico Nacional.

Se atendieron solicitudes referentes a las Fichas de Información de Proyecto, instruidas por la Secretaría de Energía a CFE Transmisión del el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2018-2032 expedido por la Secretaría de Energía.

• Mediante Oficio No. CENACE/DOPS-SP/152/2019, el CENACE en atención al Oficio GAM/080/2019 de CFE Transmisión, se envió la actualización de 38 Fichas de Información de Proyecto, instruidas por la Secretaría de Energía a CFE Transmisión del el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2018-2032 expedido por la Secretaría de Energía. Como parte del proceso de autorización en los consejos de administración de CFE Transmisión y CFE de los proyectos de la RNT que le fueron instruidos.



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• Mediante Oficio No. CENACE/DOPS-SP/161/2019, el CENACE en atención al Oficio 31.313.02/661 de CFE Distribución, se envió la actualización de la Ficha de Información de Proyecto P18-PE1 “Compensación Capacitiva en la Isla Cozumel”.

• Mediante Oficio No. CENACE/DOPS-SP/193/2019, el CENACE en respuesta a la información enviada en los al Oficio GAM/151/2019 de CFE Transmisión, después de revisión, se le solicita actualización de Fichas de Información de Proyectos de Modernización por CFE Transmisión.

• Mediante Oficio No. CENACE/DOPS-SP/164/2019 dirigido a las Gerencias de Control Regional y Sistemas La Paz y Mulegé, se les solicitó su apoyo para el inicio de las reuniones con las Empresas Productivas Subsidiarias CFE Distribución y CFE Transmisión para los Programas de Ampliación y Modernización de la RNT y las RGD del MEM 2020-2034.

Se entregó de manera oficial información del pronóstico de la Demanda por Subestaciones, Demanda Máxima No Coincidente 2020-2034.

• Mediante Oficio No. CENACE/DOPS-SP/230/2019, se entregó de manera oficial los Pronósticos de Demanda y Consumo por Sistemas y GCR 2020-2034 a CFE Distribución.

• Mediante Oficio No. CENACE/DOPS-SP/236/2019, se entregó de manera oficial el Pronóstico de Demanda por Subestaciones, Demanda Máxima No Coincidente 2020-2034 a las Gerencias de Control Regional.

• Mediante Oficio No. CENACE/DOPS-SP/235/2019, se entregó de manera oficial el Pronóstico de Demanda por Subestaciones, Demanda Máxima No Coincidente 2020-2034 a CFE Distribución.

• Mediante Oficio No. CENACE/DOPS/386/2019, se entregó de manera oficial los Pronósticos de Demanda y Consumo por Sistemas y GCR 2020-2034 a la Secretaría de Energía.

Se inició la elaboración de los escenarios de los Pronósticos de Demanda por Subestaciones y escenarios base para elaborar las propuestas de ampliación y modernización de la RNT y de los elementos de las RGD que correspondan al MEM para estudios de Confiabilidad 2021-2026. Se inició la elaboración de los factores de participación de las 74 Regiones de Transmisión y Pronóstico de Demanda y Consumo Netos del periodo 2019-2039 para los escenarios Alto, Medio y Bajo del modelo PEGyT, para elaborar las propuestas de ampliación y modernización de la RNT con los estudios económicos y de energía 2020-2034.



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Actualización de la base de datos estadística de las Centrales Eléctricas, las bases de datos para los estudios económicos y de energía, así como la ampliación de las Regiones de Transmisión de 53 a 74, para la elaboración de los estudios de los programas de ampliación y modernización de la RNT y de los elementos de las RGD que correspondan al MEM 2020-2034. Revisión de la priorización y calendarización de las obras instruidas por la Secretaría de Energía a CFE Transmisión de los programas de ampliación y modernización de la RNT y de los elementos de las RGD que correspondan al MEM 2015-2029, 2016-2030, 2017-2031, 2018-2032 y 2019-2033, para solicitar fechas de entrada en operación a CFE Transmisión con base a su programa presupuestal. Atención a las reuniones de la “Planeación del Sistema Eléctrico Nacional 2020-2024” por parte de la Secretaría de Energía. Atención a las reuniones para la actualización de las “Disposiciones Administrativas de Carácter General que establecen los criterios de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional: Código de Red” por parte de la Comisión Reguladora de Energía. Elaboración de la propuesta del Programa de Redes Eléctricas Inteligentes 2019-2022, el cual se solicitó prórroga a la Secretaría de Energía, para poder alinear con el Programa Sectorial de la Secretaría de Energía 2019-2024 (PROSENER), el Programa de la Transición Energética 2019-2024 y la nueva Política de Confiabilidad, derivados del Plan Nacional de Desarrollo 2019-2024. Se realizaron simulaciones horarias del Sistema Eléctrico Baja California como el modelo PEGyT para el protocolo correctivo 2020. Se inició estudio de “Variabilidad de Procesos Estocásticos: Demanda del Sistema, Energía en los Embalses, Generación Solar y Eólica”, para ver el efecto de la variabilidad de las Centrales Eléctricas Renovables Solar y Eólica en el Sistema Interconectado Nacional. Se inició desarrollo de herramientas para la mejora del proceso en la Unidad de Modernización:

• Desarrollo para fortalecer el procesado automático de Información para la evaluación probabilística, Modelo México.

• Herramienta de visualización y reporte del estado e historia operativa de unidades de Centrales Eléctricas en el Sistema Interconectado Nacional.

• Desarrollo y prueba de algoritmos para obtención de equivalentes de red, paso de representación en PSSE a la estructura de red a representar en el Modelo México.

• Herramienta para procesar información de fallas y su duración en elementos del sistema: líneas de transmisión y bancos de transformación.



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Se inició la revisión del Estatuto Orgánico, Manual de Organización, Procedimientos y elaboración de los Manuales Específicos de las Unidades de Expansión de la Red, Recursos de Generación, Pronósticos de Crecimiento de la Demanda y de Estudios de Conexión e Interconexión; a fin de realizar las mejoras a los procesos y alinear las funciones de cada Unidad.

II. Situación Financiera del CENACE

Estado de Situación Financiera al 31 de diciembre de 2019 y 2018 OPD (cifras dictaminadas en millones de pesos)

DICIEMBRE 2019 % Abs DICIEMBRE 2018 % Abs DICIEMBRE 2019 % Abs DICIEMBRE 2018 % Abs

ACTIVO PASIVO

Circulante Corto plazo

Efectivo, bancos e inversiones 1,239.2$ 41.6 1,227.1$ 49.0 Proveedores y Contratistas 31.4$ 1.0 27.5$ 1.1

Cuentas por cobrar M.E.M. 166.1 5.6 160.9 6.5 Impuestos Retenidos y Derechos 77.4 2.6 55.5 2.2

Deudores Diversos 70.7 2.4 13.6 0.5 ISR Remanente Distribuible 70.1 2.4 70.5 2.8

IVA Acreditable 121.7 4.1 4.1 0.2 Empleados 35.9 1.2 78.4 3.1

Funcionarios y empleados 0.1 0.0 0.1 0.0 Otros pasivos 148.8 5.0 26.7 1.1

Anticipos a cuenta de gastos 0.0 0.0 0.0 0.0 Beneficios a los empleados 289.8 9.7 229.7 9.2

Total Activo Circulante 1,597.8 53.7 1,405.8 56.2 Total Pasivo Corto Plazo 653.4 21.9 488.3 19.5

No circulante Largo Plazo

Fijo Beneficios a los empleados 1,477.5 49.6 1,161.9 46.4

Propiedades y Equipo 1,603.1 53.9 1,359.4 54.3 Total Pasivo a Largo 1,477.5 49.6 1,161.9 46.4

Depreciación Acumulada (504.9) (17.0) (372.4) (14.9)

Activo Fijo (Neto) 1,098.2 36.9 987.0 39.4 Total Pasivo 2,130.9 71.5 1,650.2 65.9

PATRIMONIO

Activo Intangible 280.9 9.4 111.0 4.4 Aportaciones 1,082.3 36.4 1,082.3 43.2

Neto Activo Intangible 280.9 9.4 111.0 4.4 Superávit por revaluación 275.5 9.3 283.1 11.3

Resultado de Ejercicios Anteriores (511.8) (17.2) (511.8) (20.4)

Total Activo no Circulante 1,379.1 46.3 1,098.0 43.8 Resultado del Ejercicio 0.0 0.0 0.0 0.0

Total Patrimonio 846.0 28.5 853.6 34.1

Total Activo 2,976.9$ 100.0 2,503.8$ 100.0 Total Pasivo y Patrimonio 2,976.9$ 100.0 2,503.8$ 100.0

Cuentas de Orden Contables DICIEMBRE 2019 DICIEMBRE 2018

Bienes inmuebles en Comodato. 0.0 0.0

Mercado Eléctrico Mayorista (Activo) 17,484.4 23,510.5

Mercado Eléctrico Mayorista (Pasivo) (17,106.1) (23,322.4)

Mercado Eléctrico Mayorista (Patrimonio) (378.3) (188.1)

Beneficios a los Empleados. 5,812.7 8,499.2

ESTADO DE SITUACIÓN FINANCIERA AL 31 DE DICIEMBRE DE 2019 Y 31 DE DICIEMBRE DE 2018(CIFRAS DICTAMINADAS EN MILLONES DE PESOS)



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El Centro Nacional de Control de Energía tiene un Activo Circulante por $1,597.8 mdp, lo que representa un incremento neto de $192.0 mdp (13.7%) respecto del saldo de diciembre de 2018 ($1,405.8 mdp), derivado principalmente por el aumento en el IVA por recuperar por $117.6 mdp, como resultado de la determinación de IVA a favor del Organismo en la operación del Mercado Eléctrico Mayorista, así como en el rubro de Deudores Diversos por $57.1 mdp.

El Activo Circulante se integra por $1,239.2 mdp de efectivo, bancos e inversiones en papel gubernamental, cuentas por cobrar al Mercado por $166.1 mdp, IVA por recuperar por $121.7 mdp, así como por deudores diversos por $70.7 mdp, entre otros.

El Activo Fijo neto de $1,098.2 mdp presenta un aumento de $111.2 mdp, (11.3%) en comparación con el cierre del ejercicio anterior ($987.0 mdp), derivado de la adquisición de equipo para el sistema SCADA por $221.0 mdp, equipo diverso de centros de control por $30.0 mdp, así como de aires acondicionados por $8.0 mdp, compensados con la depreciación acumulada de enero a diciembre de 2019 por $132.5 mdp, así como por la baja de mobiliario y equipo y su revaluación por $15.3 mdp.

Al cierre de diciembre 2019, el saldo del Activo Intangible asciende a $280.9 mdp, mismo que muestra un aumento respecto a diciembre 2018 por $169.9 mdp (153.1%) por la adquisición de licencias de software.

El Pasivo a Corto Plazo tuvo un aumento de $165.1 mdp (33.8%) respecto de 2018, originado principalmente por el incremento en el rubro de otros pasivos derivado del reconocimiento del saldo a favor del MEM por conceptos misceláneos por $129.3 mdp.

El Patrimonio presenta un decremento de $7.6 mdp (0.9%) originado por la revaluación de bienes

muebles e inmuebles al finalizar el ejercicio.

En cuentas de orden al cierre del ejercicio, se reconoce un saldo de $17,484.4 mdp y $5,812.7 mdp, por las operaciones del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y el pasivo laboral por Beneficios a los Empleados, respectivamente.



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Estado de Resultados de los periodos 01 de enero al 31 de diciembre de 2019 y 2018 (Cifras preliminares en millones de pesos)

DICIEMBRE 2019 % Var.Rel.Ing. DICIEMBRE 2018 % Var.Rel.Ing.

Ingresos 3,510.9$ 100.0 3,429.7$ 100.0

Costos de Operación 2,849.8 81.2 2,830.6 82.6

Provisión de costo laboral 649.5 18.5 581.2 16.9

Resultado de Operación 11.6 0.3 17.9 0.5

Depreciación 143.2 4.0 122.7 3.6

Remanente de operación (131.6) (3.7) (104.8) (3.1)

(Gastos) Productos ajenos a la operación 3.9 0.1 (1.6) 0.0

Resultado antes de Costo Financiero (127.7) (3.6) (106.4) (3.1)

Productos financieros 133.0 3.8 117.5 3.4

Gastos financieros 5.3 0.2 11.1 0.3

Neto, Productos Financieros 127.7 3.6 106.4 3.1

Resultado del Periodo 0.0$ 0.0 0.0$ 0.0

ESTADO DE RESULTADOS

Por los periodos de doce meses que terminaron el 31 de diciembre de 2019 y 2018(CIFRAS DICTAMINADAS EN MILLONES DE PESOS)



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El organismo presentó al cierre del ejercicio ingresos contables por $3,510.9 mdp ($3,429.7 mdp el mismo periodo del año anterior), lo que representa un incremento de $81.2 mdp, (2.4%), integrado principalmente por la facturación de la tarifa de operación del mercado eléctrico, el cual representa el 93.0% ($3,266.1 mdp), del total de los ingresos. El restante 7.0% ($244.8 mdp), corresponde a ingresos misceláneos por estudios de impacto, interconexión, instalación, porteo, pre-registro y capacitación.

El costo de operación al cierre del ejercicio por $2,849.8 mdp, ($2,830.6 mdp, en diciembre 2018), presenta un incremento de $19.2 mdp (0.7%) respecto a diciembre de 2018, principalmente por el aumento en las remuneraciones y prestaciones al personal por $49.7 mdp, atenuados por el decremento de $30.5 mdp en los servicios generales, materiales de mantenimiento y consumo e ISR remanente distribuible.

Al cierre de diciembre de 2019, la provisión del costo laboral derivado del estudio actuarial por $649.5 mdp presenta un aumento de $68.3 mdp, (11.8%), derivado de la aplicación del resultado favorable en el periodo a las obligaciones laborales conforme a la NIFGG SP 05.

Se reconocieron productos financieros netos por $127.7 mdp, ($106.4 mdp, en diciembre 2018), obtenidos por concepto de intereses devengados por las inversiones en papel gubernamental.

El resultado al 31 de diciembre de 2019 es de cero, derivado del traspaso de la utilidad del ejercicio a la provisión del costo laboral por $315.5 mdp.



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III. Situación financiera del Mercado Eléctrico Mayorista

Estado de Situación Financiera al 31 de diciembre 2019 y 2018. (Cifras en millones de pesos)

CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGIA

DIRECCIÓN GENERAL

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

ESTADO DE SITUACIÓN FINANCIERA AL 31 DE DICIEMBRE DE 2019(CIFRAS EN MILLONES DE PESOS)

Diciembre 2019 % Rel Diciembre 2018 % Rel Diciembre 2019 % Rel Diciembre 2018 % Rel

ACTIVO PASIVO

Corto Plazo Corto Plazo

Cuentas por Pagar MEM 15,277.6 87.3 20,733.1 88.2

Fideicomiso Bancario 1,965.2 11.2 1,870.7 8.0 IVA por pagar 0.0 0.0 6.3 0.0

Acreedores Diversos 1,828.5 10.5 2,583.0 11.0

Cuentas por Cobrar MEM 13,194.5 75.5 18,706.9 79.6 Total Pasivo a Corto Plazo 17,106.1 97.8 23,322.4 99.2

Deudores Diversos 2,101.5 12.1 2,857.7 12.2

Largo Plazo

IVA por Cobrar 129.3 0.7 Depósitos Recibidos 0.0 0.0 0.0 0.0

Total Pasivo a Largo Plazo 0.0 0.0 0.0 0.0

Total Corto Plazo 17,390.5 99.5 23,435.3 99.8

Total Pasivo 17,106.1 97.8 23,322.4 99.2

Largo Plazo

PATRIMONIO

Cuentas por Cobrar en Litigio 93.9 0.5 75.2 0.2 Resultados de ejercicios anteriores 188.1 1.1 42.6 0.2

Total Largo Plazo 93.9 0.5 75.2 0.2 Utilidad del Ejercicio 190.2 1.1 145.5 0.6

Total Patrimonio 378.3 2.2 188.1 0.8

Total Activo 17,484.4 100.0 23,510.5 100.0 Total Pasivo y Patrimonio 17,484.4 100.0 23,510.5 100.0

Cuentas de Orden Diciembre 2019 Diciembre 2018

Garantías Recibidas en Efectivo 238.0 314.1

La variación en el Activo a Corto plazo por $6,044.8 mdp (25.8% respecto al cierre del ejercicio anterior) corresponde principalmente a la disminución de cuentas por cobrar del MEM por $5,512.4 mdp, originado en su mayoría por precios más bajos respecto a diciembre 2018, atenuado por un aumento en IVA por recuperar de $129.3 mdp.



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El rubro de Activo a Largo Plazo presentó un incremento en el adeudo en poder del área Jurídica del PM Sumex de $18.7 mdp, originado por el registro de la provisión de intereses por mora en el pago, así como del resultado de las reliquidaciones.

El decremento en el Pasivo a Corto Plazo por $6,216.3 mdp (26.7% respecto a diciembre 2018), se deriva en su mayoría a la disminución en cuentas por pagar del MEM.

Estado de Resultado al 31 de diciembre de 2019 y 2018. (Cifras en millones de pesos)

CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGIA

DIRECCIÓN GENERAL

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

ESTADO DE RESULTADOS DEL 1 DE ENERO AL 31 DE DICIEMBRE DE 2019(CIFRAS EN MILLONES DE PESOS)

Diciembre 2019 % Rel Diciembre 2018 % Rel

Ingresos 671,371.8 ##### 746,813.5 #####

Costos 671,371.8 ##### 746,813.5 #####

RESULTADO DE OPERACIÓN 0.0 0.0 0.0 0.0

TBFIN's Emitidas 291,936.4 ##### 359,064.9 #####

TBFIN's Recibidas 291,936.4 ##### 359,064.9 #####

RESULTADO TBFIN'S 0.0 0.0 0.0 0.0

Productos Financieros 190.2 100.0 145.7 100.2

Gastos Financieros 0.0 0.0 0.3 0.2

(GASTOS) PRODUCTOS FINANCIEROS 190.2 100.0 145.4 100.0

UTILIDAD O (PERDIDA) DEL EJERCICIO 190.2 100.0 145.4 100.0



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Las variaciones en los ingresos y costos de diciembre de 2019, respecto al mismo periodo 2018, se deben a una disminución de los precios como resultado de lo siguiente:

• Entrada en operación al Mercado de Centrales de Generación de Energías Renovables, las cuales son más económicas.

• El tope del Precio Marginal Local de temporada de escasez se fijó por debajo del PML 2018.

• La entrada en funcionamiento del Protocolo Correctivo de Emergencia, durante el periodo de junio a septiembre 2019.

Las Transacciones Bilaterales Financieras (TBFIN) presentan una disminución de $67,128.5 mdp (18.7% en comparación del mismo periodo del ejercicio anterior), derivado de los factores comentados en el párrafo anterior.

El incremento en productos financieros de $44.8 mdp (30.8%), corresponde a los intereses que se acumulan por la disponibilidad de saldos promedio mensuales en el capital de trabajo durante 2019.

IV. Ingresos Obtenidos a partir de las tarifas establecidas por la CRE para la

operación del CENACE

Los ingresos al 31 de diciembre de 2019 que se presentan en el Estado de Resultados por un importe de $3,510.9 mdp, están distribuidos en los siguientes conceptos de ingresos acumulados al cierre del mes de diciembre:

Concepto Monto en

millones de

pesos

%

Ingresos obtenidos por la tarifa del MEM. $3,266.1 93.0

Ingresos de estudios de interconexión, de instalación, estudios de

transmisión y distribución, principalmente. $154.9 4.4

Ingresos obtenidos de estudios de impacto en la conexión del servicio eléctrico.

$89.9 2.6

Total de Ingresos al 31 de diciembre 2019 $3,510.9 100%



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V. Observaciones de Instancias Fiscalizadoras

Al cierre del segundo semestre de 2019, el comportamiento de las observaciones generadas por las instancias fiscalizadoras como lo son, la Auditoría Superior de la Federación (ASF), el Órgano Interno de Control (OIC) y la Auditoría Externa (AE), fue el siguiente:

0

5

10

15

20

25

30

35

2018 2019 2018 2019 2018 2019

Generadas Solventadas En Procesoal cierre

17 19 17 14 135

1717

7

0

0

0

0

0

0

Instancias Fiscalizadoras 2018-2019

OIC ASF AE

Durante 2019, se logró solventar un 33% más de las observaciones generadas en el mismo año respecto de 2018, al pasar de 20 a 5 acciones en proceso de atención.

Ente

Fiscalizador

Generadas Solventadas En Proceso

al cierre

2018 2019 2018 2019 2018 2019

OIC 17 19 17 14 13* 5

ASF 17 0 17 0 7 0

AE 0 0 0 0 0 0

Total 34 19 34 14 20 5 * En el Informe de Autoevaluación de la Gestión al segundo semestre de 2018, no se consideraron 3 observaciones correspondientes a la Visita de Inspección 01/2018, toda vez que fueron notificadas en el mes de febrero mediante oficio OIC-CENACE/TOIC/021/2019.



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Como se observa en el cuadro superior, al cierre del 2019 se encontraban en proceso de atención 5 observaciones correspondientes al OIC y ninguna emitida por la ASF y el AE. Cabe señalar que respecto a la revisión que efectuó la ASF a la Cuenta Pública 2018 no se practicaron auditorías directas al CENACE, sin embrago, se solicitó información al organismo para diversas auditorías efectuadas a la CFE y a la CRE; a la fecha no se han notificado acciones o recomendaciones a cargo del CENACE y queda pendiente que el órgano fiscalizador efectúe la tercera entrega de informes individuales en el mes de febrero del 2020 para efectuar el corte correspondiente. Finalmente, es de notar que no existe rezago en la atención de observaciones determinadas por instancias fiscalizadoras, ya que de las 5 acciones de 2019 que se mantienen en proceso 3 fueron generadas durante el último trimestre del año.

VI. Estado que guarda el sistema de control interno institucional

Proceso de Evaluación del Sistema de Control Interno Institucional (SCII):

El Programa de Trabajo de Control Interno 2019 (PTCI) establecido por el Director General, a partir de la aplicación de la Evaluación del Sistema de Control Interno Institucional 2019 señalada en el Manual Administrativo de Aplicación General en Materia de Control Interno, se integró por 15 acciones de mejora, cuyo plazo máximo de implementación se fijó al mes de octubre del presente año. Al cierre del segundo semestre, se logró reportar un avance el 100 por ciento, al complementarse las 15 acciones comprometidas, situación que refleja el compromiso e interés en el fortalecimiento del Sistema de Control Interno Institucional del CENACE, que le permita asegurar de manera razonable el logro de sus objetivos y metas.

VII. Avance en la Administración de Riesgos Institucionales

En cumplimiento a la Metodología para la Administración de Riesgos Institucionales del CENACE, la Alta Dirección consideró para el cierre del 2019, el establecimiento de riesgos estratégicos que afectaban directamente a cuatro de los procesos sustantivos de la institución; Administración del Mercado Eléctrico Mayorista, Control Operativo del Sistema Eléctrico Nacional, Planeación de la Expansión de la Red Nacional de Transmisión y Redes Generales de Distribución y Acceso Abierto, así como el Desarrollo de Capital Humano del organismo.



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En este sentido, las estrategias para mejorar la gestión y evitar impactos negativos para la operación del CENACE, se proyectaron hacia la constante de garantizar la confiabilidad y continuidad para disponer energía eléctrica en los sectores productivos, y en general, para los usuarios de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución, promoviendo la igualdad de condiciones, mediante el acceso económico y con calidad a la energía eléctrica.

Al final del segundo semestre del Proceso de Administración de los Riesgos Institucionales del CENACE, se controlaron siete riesgos estratégicos, administrados a través de diecisiete acciones de control, de las que se cumplieron catorce (82% del total) al ciento por ciento; dos acciones presentaron avances de más del 50% y una acción presentó un avance inferior al 40%. Respecto a las tres acciones que no se lograron concluir en su totalidad, por su importancia y continuidad, se incorporaron como parte de la valoración del ejercicio de Riesgos 2020; mismas que serán monitoreadas hasta su total cumplimiento.

En este sentido, un logro que ha marcado el trabajo de identificación y atención de riesgos, ha sido la documentación y formalización de los procesos como un factor influenciado por el desarrollo del Proyecto de Gestión de Continuidad del Negocio, que permeó en toda la organización como una metodología valiosa que blinda adecuadamente a la organización ante incidentes que puedan poner en riesgo los procesos críticos del CENACE.

2. Integración de programas, presupuestos y sistemas de evaluación del desempeño (SED)

VIII. Integración de Programas

El CENACE para 2019 contó en el presupuesto original para el período con siete programas presupuestarios, los cuales se vieron ajustados como resultado de las medidas de austeridad que ordenó el Gobierno Federal a la cifra de 4,624.6 millones de pesos, en los cuales ejerció recursos por un monto de 5,250.3 millones de pesos para el cumplimiento de sus objetivos, como son el control operativo del sistema eléctrico nacional; operación del Mercado Eléctrico Mayorista; del acceso abierto y no indebidamente discriminatorio a la red nacional de transmisión y las redes generales de distribución, y las demás facultades que se determinen en la Ley de la Industria Eléctrica, de acuerdo con lo establecido en su Decreto de Creación publicado el 28 de agosto de 2014.



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Presupuesto

Autorizado

Original

Presupuesto

Modificado

Anual

Ejercido

Enero-DiciembreAvance

E568 Dirección, coordinación y control de la operación del Sistema Eléctrico Nacional 3,764.4 3,236.9 2,756.1 85%

K001 Proyectos de infraestructura económica de electricidad 534.8 446.8 390.9 87%

K029 Programas de Adquisiciones 226.7 226.7 37.9 17%

J008 Pensiones y Jubilaciones para el Personal del CENACE 430.9 421.1 321.0 76%

M001 Actividades de apoyo administrativo 80.4 80.0 69.2 86%

W001 Operaciones Ajenas 185.0 185.0 34.0 18%

O001 Actividades de Apoyo a la Función Pública y Buen Gobierno 28.1 28.2 26.1 93%

Total 5,250.3 4,624.6 3,635.2 79%

DenominaciónPrograma

Presupuestario

2019

Se presenta un avance global del 79% de los Programas Presupuestarios, resultado del cumplimiento a las medidas de austeridad republicana, las cuales fueron aprobadas por el Consejo de Administración, y que obedecen a las disposiciones emitidas por la Presidencia de la República, así como a un ajuste para mantener la estabilidad en el balance entre los ingresos y egresos del CENACE.

No obstante, lo anterior, el organismo cumplió puntualmente con sus metas y objetivos de operación y atención del Mercado Eléctrico Mayorista.

IX. Eficiencia en la Captación de los Ingresos

Para asegurar la operación del CENACE, garantizar el acceso abierto y no indebidamente discriminatorio a la Red Nacional de Transmisión y a las Redes Generales de Distribución, la CRE autoriza anualmente tarifas aplicables por el Servicio Público del CENACE, mismas que consideran: los Costos de Operación y Mantenimiento, más Gasto de Inversión, de lo que se deducen de inicio los Ingresos Misceláneos y el remanente de operación del ejercicio anterior, para determinar el “Ingreso Requerido”, que es la base de la determinación de las tarifas aplicables, al pronóstico de energía del MEM para el período.

El organismo no recibe ingresos por transferencias fiscales.

Total de ingresos. – En el ejercicio 2019 el CENACE obtuvo un ingreso real total por $3,647.2 mdp equivalente al 78.9 % del ingreso modificado.



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Concepto Original Modificadoa diciembre

2019

a diciembre

2018

Ejercicio Vs

programado

2019

Ejercicio

2019 vs 2018

Ingresos venta de servicios 4,800.3 4,174.6 3,274.2 3,047.8 -21.6 7.4

Transferencias fiscales

Ingresos diversos 450.0 450.0 373.1 449.5 -17.1 -17.0

Total de Ingresos 5,250.3 4,624.6 3,647.2 3,497.3 -21.1 4.3

Presupuesto de ingresos Ingresos recaudados Variaciones en %

Ejercido vs programado 2019 Ingresos por tarifa. - Se presenta una recaudación de ingresos propios por venta de servicios de $3,274.2 mdp equivalente al 78.4% respecto al presupuesto de ingresos del ejercicio.

El menor ingreso se debe a que en el acuerdo de autorización de la CRE a las tarifas de operación, se descontó la cantidad de $804.7 mdp, remanente neto del ejercicio anterior, para financiar parcialmente el gasto autorizado del 2019.

Ingresos Diversos. – El ingreso diverso al cierre del 2019 presenta un decremento del 17 % respecto al programado en período, debido la suspensión de las subastas de energía, la reducción en el volumen de estudios y otros ingresos conexos que éstas generan.

Ejercido 2019 vs ejercido 2018 Ingresos- El ingreso real total a diciembre de 2019, respecto al mismo período del 2018 es un 4.3% superior, el cual se debe básicamente al efecto del incremento tarifario y al volumen real de energía registrado por el MEM respecto al pronóstico base, que lograron compensar la reducción de ingresos diversos por la cancelación de las subastas de energía.



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X. Efectividad en el ejercicio presupuestal

Servicios Personales - Presenta un menor gasto en el período por $13.7 mdp (0.8%) el cual es debido principalmente a la vacancia que se presentó durante el año. Materiales y Suministros - Se presenta un menor ejercicio del gasto en $10.6 mdp (53.6%), esto derivado principalmente a la implementación de la Tienda Digital del Gobierno Federal en los conceptos de papelería, y productos alimenticios, así como menor erogación en combustibles derivado de la disminución de la plantilla vehicular. Servicios Generales - Este capítulo registró un menor gasto en $469.3 mdp (27.6%), que se explica principalmente a que durante el ejercicio, el CENACE se adhirió a las políticas de austeridad, eliminando gastos en materia de comunicación social, viajes internacionales y reducción de viajes nacionales. Pensiones y Jubilaciones - Se presenta ejercicio menor por $100.1 mdp (23.8%), derivado de que las obligaciones de pago por este concepto resultaron menores a lo esperado.

%

Aprob ad o

Anu al

Aprob ad o

Mod ificad o

2018

Aprob ad o

Mod ificad o

2019

Programad o

Acu mu lad o

Ejercid o

2019 Ab solu t a % 2019 / 2018

1 2 3 4 5 ( 5) - ( 4) ( 5) / ( 4) 6 ( 5) / ( 6)

Gasto Programable 5,250.3 4,309.5 4,624.6 4,624.6 3,635.2 -989.5 (21.4) 3,234.9 12.37

Gasto Corriente 3,872.9 3,454.5 3,345.1 3,345.1 2,851.3 -493.7 (14.8) 2,807.8 1.55 Servicios

Personales 1,623.3 1,519.4 1,623.3 1,623.3 1,609.6 -13.7 (0.8) 1,519.3 5.9 Materiales y

Suministros 36.0 45.3 19.8 19.8 9.2 -10.6 (53.6) 23.9 (61.6) Servicios

Generales 2,213.0 1,887.8 1,701.5 1,701.5 1,232.2 -469.3 (27.6) 1,264.0 (2.5) Otras

Erogaciones 0.5 2.0 0.5 0.5 0.4 -0.1 (22.2) 0.5 (25.3)

Pensiones y

Jubilaciones 430.9 181.9 421.1 421.1 321.0 -100.1 (23.8) 230.9 39.00

Inversión Física 761.5 656.2 673.5 673.5 428.8 -244.7 (36.3) 219.1 95.68 Bienes muebles e

inmuebles 226.7 165.8 226.7 226.7 37.9 -188.7 (83.3) 3.7 924.1 Inversión

Pública 534.8 490.3 446.8 446.8 390.9 -55.9 (12.5) 215.4 81.4

Operaciones

Ajenas 185.0 16.9 185.0 185.0 34.0 -151.0 (81.6) -22.9 (248.40)

Balance

Primario 0.0 0.0 0.0 0.0 12.1 12.1 - 262.4 (95.40)

20182 0 1 9

Variación

Ejercid o

2018

a diciembre

C O N C E P T O



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Inversión - Se presenta un menor ejercicio por $244.7 mdp (36.3%), debido a que se lograron ahorros en las licitaciones, asimismo se difirieron al ejercicio 2020 la adquisición de diversos bienes y servicios en materia de Seguridad Física y en tema de requerimientos a Ciberseguridad debido a que se modificaron las políticas de adquisiciones para alinearse con las políticas de Gobierno Digital.”

Operaciones ajenas - Se presenta un ejercicio de 3$4.0 mdp, derivado principalmente al depósito en garantía efectuado para la importación de energía con Estados Unidos Americanos.

XI. Metas e Indicadores de Desempeño

Matriz de indicadores para Resultados (MIR) La Matriz de Indicadores para Resultados (MIR) constituye una herramienta de planeación estratégica que establece con claridad los objetivos del programa y su alineación con aquellos de la planeación nacional, estatal, municipal o sectorial; incorpora los indicadores que miden los objetivos y resultados esperados; identifica los medios para obtener y verificar la información de los indicadores; describe los bienes y servicios entregados a la sociedad, así como las actividades e insumos para producirlos; e incluye supuestos que son factores externos al programa que influyen en el cumplimiento de los objetivos. De esta forma, la MIR permite realizar la valoración objetiva del desempeño de los programas presupuestarios mediante la verificación del grado de cumplimiento de metas y objetivos, con base en Indicadores del desempeño.

A continuación, se reportan: avances anuales para 2018 y 2019 y metas anuales 2019 y, en su caso, justificaciones de las desviaciones presentadas de la MIR del programa presupuestario E568 "Dirección, coordinación y control de la operación del Sistema Eléctrico Nacional”.

Indicador Resultado

anual 2018

Resultado anual 2019

Meta anual

Comportamiento del indicador

Margen de reserva del sistema interconectado nacional*

15.7% 6.13% 6.00%

Índice de operación en estado normal (IOEN)

100% 100.00% 92.00%

Índice de calidad de voltaje (ICV)** 0.007263 0.005069 0.029090 Porcentaje de cumplimiento de la

reserva operativa (PCRO) 99.50% 99.70% 95.00%



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Indicador Resultado

anual 2018

Resultado anual 2019

Meta anual

Comportamiento del indicador

Índice de calidad de frecuencia (ICF) 100.00% 100.00% 99.9772%

Índice de reserva de planeación del

Sistema Interconectado Nacional*** 4.78% 7.29% 13.00%

Índice de reserva de planeación del Sistema Interconectado Baja

California***

5.37% 13.32% 15.00%

Índice de reserva de planeación del Sistema Interconectado Baja

California Sur***

33.31% 2.25% 15.00%

Porcentaje de aprobación de

propuesta de proyectos de inversión 22.46% 44.87% 50.00%

Índice de oportunidad de la entrega del Programa para la Ampliación y la

Modernización

0.00 0.00 0.10

Índice de cumplimiento de atención de solicitudes de estudio (ICASE)

76.92% 70.59% 61.04%

Oportunidad en la emisión de los

precios marginales locales del mercado de día en adelanto en el

Sistema Interconectado Nacional.

76.16% 59.45% 80.27%

Oportunidad en la emisión de los precios marginales locales del

mercado de día en adelanto del Sistema Interconectado Baja

California

99.18% 98.63% 82.47%

Oportunidad en la emisión de los precios marginales locales del

mercado de día en adelanto del Sistema Interconectado Baja

California Sur

98.90% 98.36% 82.47%

Porcentaje de participantes del mercado y demás interesados que

acreditan el curso básico del mercado

eléctrico mayorista

93.17% 94.58% 85.00%

Oportunidad en la publicación de

estados de cuenta diarios 100.00% 100.00% 94.23%

*En 2019, se hicieron adecuaciones al indicador para delimitar el ámbito de competencia del CENACE,

aprovechando el periodo de vigencia del indicador con respecto al Programa Sectorial al que se alineaba.



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**Se presentan los valores a seis decimales. El registro en el Portal Aplicativo de la Secretaría de Hacienda

(PASH) sólo permite visualizar los avances a dos. De esta forma, en el sistema se observará “0.00” como valores registrados.

*** El resultado anual del indicador corresponde al del mes de la máxima demanda del sistema.

El indicador de Porcentaje de efectividad del gasto se eliminó de la MIR a partir de 2019 con base en el Reporte de análisis y recomendaciones emitido por la SHCP, así como en las recomendaciones emitidas en la Evaluación de Diseño del Pp E568.

Causas de desviaciones

Índice de reserva de planeación (Sistema Interconectado Nacional, Sistema Interconectado

Baja California y Sistema Interconectado Baja California Sur). El resultado del indicador se explica por las indisponibilidades en la capacidad de generación por concepto de falla y degradación durante el año. Para afrontar el déficit de generación y mantener un suministro confiable de energía eléctrica, se aplicaron acciones de control operativo para incrementar el monto de reserva, así como el despacho de generación disponible con combustóleo y diésel. De esta forma, pese a no haberse alcanzado los valores esperados, sí se logró satisfacer la demanda requerida a lo largo del año en cada uno de los Sistemas Interconectados.

Oportunidad en la emisión de los precios marginales locales del mercado de día en adelanto en

el Sistema Interconectado Nacional. La causa de la variación respecto a la meta se asocia principalmente a que se incorporó una nueva etapa al proceso de revisión de ofertas, la cual está en proceso de automatización, así como a la complejidad de los escenarios a resolver. De esto último, cabe destacar que se han tenido problemas de recursos de energía limitada y congestión en enlaces de la red eléctrica, cuya causa se debe principalmente a las inyecciones de generación renovable e intermitente con escenarios de baja demanda, razón por la cual se ha requerido más tiempo para el análisis y la solución de los casos.

Porcentaje de aprobación de propuesta de proyectos de inversión. Conforme a lo establecido en la Ley de la Industria Eléctrica en términos de la planeación de las redes eléctricas, los programas de ampliación y modernización son autorizados por la SENER a propuesta del CENACE, escuchando la opinión de la CRE. La propuesta del programa para el periodo 2019-2033 que presentó el CENACE incluyó el proyecto “Interconexión Sureste – Peninsular” el cual se publicó en el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2019-2033 como un proyecto que continua en estudio, ya que existen alternativas adicionales para atender el crecimiento de la demanda de la Península de Yucatán, las cuales podrían modificar el alcance de este proyecto. La infraestructura propuesta está sujeta a cambios que dependerán de las alternativas, de las evaluaciones de Impacto Social, adquisición de los derechos Inmobiliarios y compra de terrenos, así como la manifestación de impacto ambiental, con base a lo expuesto, el proyecto no fue autorizado al CENACE e instruido a CFE Transmisión en el Oficio 311/073/2019 del 21 de junio de 2019 por la Secretaría de Energía. Respecto al total de inversión propuesta, este proyecto representó el 55.1



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por ciento, lo que incidió directamente en el resultado del indicador. No obstante, la relación inversión propuesta respecto a inversión aprobada del restante 44.9 por ciento de inversión se situó en 100 por ciento.

Índice de oportunidad de la entrega del Programa para la Ampliación y la Modernización. El 28 de febrero de 2019 se entregó a tiempo, de acuerdo con la Ley de la Industria Eléctrica y su Reglamento, en su primera versión el Programa de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución del Mercado Eléctrico Mayorista 2019-2033. Sin embargo, se solicitó una extensión para la entrega definitiva motivada, entre otras causas, por fuerza mayor derivadas de la Cancelación de la Licitación Pública Internacional LT/SENER-01-2018 de la Infraestructura de Transmisión Eléctrica para la interconexión entre el Sistema Eléctrico de Baja California y el Sistema Interconectado Nacional y la Cancelación del concurso abierto No.CFE-0036-CASOA-0001-2018 del proyecto "303 LT EN CORRIENTE DI RECTA IXTEPEC POTENCIA - YAUTEPEC POTENCIA". Lo anterior, expuesto en el Oficio No. CENACE/DOPS/043/2019 del 13 de febrero de 2019. Con Oficio número: 318.DAACIE.002.2019 del 22 de febrero de 2019 la Secretaría de Energía atendiendo al Oficio No. CENACE/DOPS/043/2019 y lo dispuesto en el artículo 29 de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo (LFPA), señala que el plazo señalado por el artículo 9 fracción II del Reglamento de la LIE se establece por período, toda vez que la presentación de los programas aludidos deberá hacerse "dentro del mes de febrero de cada año", esto es, en cualquier día hábil entre el 01 y el 28 de febrero; en este sentido, la prórroga se pudo otorgar hasta por la mitad del plazo establecido que comprende un mes de calendario. Así, el 15 de marzo de 2019 se entregó la versión definitiva del Programa de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución del Mercado Eléctrico Mayorista.

XII. Programa Anual de Evaluación y Aspectos Susceptibles de Mejora

Las evaluaciones mandatadas en el Sistema de Desempeño permiten realizar el análisis sistemático y objetivo de los programas presupuestarios para determinar su congruencia y analizar el logro de sus objetivos y metas, identificar su eficiencia, eficacia, calidad, resultados, impacto y sostenibilidad.

Como resultado de la evaluación del ejercicio fiscal 2018 en materia de Diseño del Programa Presupuestario (Pp) E568 “Dirección, coordinación y control de la operación del Sistema Eléctrico Nacional” instruida en el Programa Anual de Evaluación 2018 (PAE), se emitió la Opinión de la Dependencia, en la que se identificaron nueve recomendaciones factibles de efectuar por el CENACE, comprometidas ante la Secretaría de Hacienda y Crédito Público para su seguimiento y atención en el ciclo 2019 - 2020, mediante la suscripción de tres aspectos susceptibles de mejora (ASM):



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a) Modificación de la Matriz de Indicadores para Resultados del Pp E568 (dos acciones - 100% terminado)

b) Modificaciones en el Diagnóstico y en elementos de la Metodología de Marco Lógico (seis acciones - 42% de avance)

c) Adecuación del nombre del Pp E568 (una acción)

Las cuales integran los documentos de “trabajo” e “institucional” de conformidad a lo dispuesto en los numerales 14 y 20 del Mecanismo para el seguimiento a los aspectos susceptibles de mejora derivados de informes y evaluaciones a los programas presupuestarios de la Administración Pública Federal (Mecanismo), así como en cumplimiento a lo establecido en el artículo 110 fracción VI de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria (LFPRH), el numeral Vigésimo Quinto de los Lineamientos Generales para la evaluación de los Programas Federales de la Administración Pública Federal (Lineamientos). Los documentos antes señalados se encuentran a disposición pública para su consulta en el sitio oficial de internet del CENACE.

XIII. Herramientas para el monitoreo y seguimiento del desempeño institucional

Atendiendo a los preceptos básicos del Sistema de Evaluación del Desempeño a cargo de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, diseñó e implementó las metodologías y criterios internos para el seguimiento y monitoreo del desempeño institucional, denominado Sistema de Evaluación del Desempeño Institucional (SEDI), con la finalidad de contribuir a la toma de decisiones y a la rendición de cuentas bajo los principios de objetividad, eficiencia y transparencia.

En este sentido, el SEDI sintetiza la ejecución de los procesos sustantivos del CENACE a través de herramientas que permiten su análisis con base en la relación causal entre la emisión de instrucciones y la planeación para la operación del SEN materializados día a día en la comercialización de energía eléctrica inyectada y entregada en los centros de carga; emitiendo periódicamente dos publicaciones:

a) Boletín Mensual de Indicadores de Desempeño, cuyo objetivo es brindar a la alta dirección información relacionada al desempeño de la institución en los ámbitos estratégico (N1), de gestión (N2) y funcional (N3) con base en el Modelo de Indicadores del Desempeño Institucional (MIDI), atendiendo las necesidades de monitoreo y seguimiento sobre el avance y logro de resultados de la ejecución de sus procesos: clave, de apoyo y gobernanza.



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b) Mirador Estadístico, cuyo objetivo es difundir bimestralmente las series estadísticas institucionales y sus metadatos, realizadas a partir de la identificación, integración, tratamiento y consolidación de los registros administrativos resultantes del quehacer cotidiano del CENACE.

3. Cumplimiento de la Normatividad y Políticas Generales, Sectoriales e Institucionales

XIV. Ley de la Industria Eléctrica y su Reglamento

La Dirección de Administración del Mercado Eléctrico Mayorista llevó a cabo acciones conforme a las facultades que le confieren la Ley de la Industria Eléctrica y su Reglamento, destacando lo siguiente:

• Realización de procesos de revisión de las Disposiciones Operativas del Mercado, incluyendo la elaboración de propuestas de ajustes Manual de Liquidaciones y Manual de Transacciones Bilaterales Financieras, y elaboración un borrador del nuevo Manual de Verificación de Instrucciones de Despacho y Servicios Conexos.

• Operación del Mercado Eléctrico Mayorista en condiciones que promovieron la

competencia, eficiencia y no indebida discriminación, incluyendo la ejecución ininterrumpida de los procesos del Mercado de Energía de Corto Plazo que comprende entre otros puntos, la recepción de ofertas, la asignación y despacho de unidades generadoras y el cálculo de precios marginales de la energía y servicios conexos. Los Precios Marginales del Mercado de Energía de Corto Plazo del año 2019 fueron en promedio más de un 7% más bajos que los determinados en el año 2018, lo que contribuyó a que mejorar las condiciones económicas para el suministro de energía eléctrica en el país.

• Realización de los cálculos de liquidaciones del mercado, emisión de estados de cuenta y

procesos de facturación a los Participantes del Mercado de manera ininterrumpida conforme a lo establecido en la Ley y Reglas del Mercado.

• Publicación oportuna de la información del Mercado Eléctrico Mayorista a través del

Sistema de Información de Mercado.



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XV. Ley Federal de Remuneraciones de los Servidores Públicos, Reglamentaria de los

artículos 75 y 127 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos

En materia de recursos humanos, la Dirección General del CENACE, por conducto de la Dirección de Administración y Finanzas, emprendió acciones ponderando siempre el garantizar los servicios sustantivos de la institución, y considerando lo establecido en la Ley Federal de Remuneraciones de los Servidores Públicos, Reglamentaria de los artículos 75 y 127 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, y en el memorándum del 3 de mayo de 2019 emitido por el Presidente de los Estados Unidos Mexicanos, con las disposiciones de austeridad y disciplina presupuestaria; algunas de ellas fueron las siguientes:

• Con base en las “Disposiciones Específicas para la Aplicación del Tabulador de Sueldos y Salarios Brutos del Presidente de la República y de los Servidores Públicos de Mando y de Enlace de las Dependencias y sus Equivalentes en las Entidades”, con vigencia a partir del 1 de enero de 2019, se disminuyó en 19.7 % el costo anual del tabulador de sueldos y salarios del personal de mando del CENACE.

• Se redujo en 35.38% pasivo laboral del CENACE.

• En acuerdo CA-018/2019-27, del 4 de junio de 2019, se presentaron al Consejo de

Administración las modificaciones al Manual de Percepciones, derivadas del impacto presupuestal generado por el pasivo laboral, las cuales consistieron en limitar la compensación por fidelidad, hasta un máximo del 15% del salario tabulado y se fija la compensación por fidelidad en el porcentaje que a la fecha tenga el trabajador.

• Se eliminaron 6 de plazas de curva de sector central con nivel “L”.

• Se efectúo un ajuste salarial del 17.74% a 26 plazas de Jefes de Unidad de nueva creación

conforme a los tabuladores autorizados por la SHCP, generándose una disminución en sus percepciones.

XVI. Programa Nacional de Combate a la Corrupción y a la Impunidad, y de Mejora

de la Gestión Pública 2019-2024

El 30 de agosto se publicó en el DOF, el “Decreto por el que se aprueba el Programa Nacional de Combate a la Corrupción y a la Impunidad, y de Mejora de la Gestión Pública 2019-2024”.



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Este programa se emite a efecto de otorgar cumplimiento al PND y a lo dispuesto en el artículo 61 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, el cual prescribe que el Ejecutivo Federal deberá establecer un programa de mediano plazo para:

• Promover la eficiencia y eficacia en la gestión pública de la Administración Pública Federal, a través de acciones que modernicen y mejoren la prestación de los servicios públicos, promuevan la productividad en el desempeño de las funciones de las dependencias y entidades y reduzcan gastos de operación.

La ejecución y seguimiento de dicho programa estará a cargo de las Secretarías de la Función Pública y de Hacienda y Crédito Público, y de la Coordinación de Estrategia Digital Nacional de la Oficina de la Presidencia de la República.

Prevé que los Titulares de las dependencias y entidades deberán formalizar con las secretarías mencionadas y la Coordinación de Estrategia Digital Nacional, a más tardar el último día hábil de 2019, los compromisos e indicadores de desempeño que deriven de las medidas que se establecen en el programa. El avance en su cumplimiento se reportará a través de informes trimestrales.

El 31 de diciembre se suscribió el Convenio de Colaboración y el Anexo Único entre la SENER y el CENACE, estableciéndose 47 compromisos y 14 indicadores.

XVII. Transparencia y Archivos

Transparencia

Del 01 de julio al 31 de diciembre del 2019 a través del ejercicio del derecho de acceso a la información pública, se recibieron en la Unidad de Transparencia del CENACE un total de 206 solicitudes de información, de las cuales se tienen los datos siguientes:

Modalidad de Respuesta Cantidad y Porcentaje de Solicitudes

Entrega de información 105 solicitudes, lo que representa el 51%.

No competencia 43 solicitudes, lo que representa el 21%.

Entrega de información e información 36 solicitudes, lo que representa el 18%.



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parcialmente confidencial (Respuesta mixta)

Pendientes de respuesta

13 solicitudes, lo que representa sólo el 6%, es decir, se

atendieron el 94% de las solicitudes de información

restantes (193) ingresadas en el segundo semestre del

ejercicio 2019.

Entrega de información e incompetencia

(Respuesta mixta) 4 solicitudes, lo que representa el 2%.

Desechada porque los solicitantes no

desahogaron prevención (se requirió

información adicional a los solicitantes, por no

ser clara su solicitud)

3 solicitudes, lo que representa el 1%.

Información Confidencial 1 solicitud, lo que representa el 0.5%.

Información Reservada 1 solicitud, lo que representa el 0.5%.

En cuanto al Índice de expedientes clasificados como reservados del CENACE, de conformidad con la Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública y los Lineamientos Generales en materia de clasificación y desclasificación de la información, así como para la elaboración de versiones públicas, dicho Índice fue actualizado de manera semestral (31 de diciembre de 2019), con la aprobación del Comité de Transparencia.

Asimismo, se informa que, del 01 de enero al 31 de diciembre del 2019, se recibieron en la Unidad de Transparencia del CENACE un total de 354 solicitudes de información, de las cuales se tienen los datos siguientes:


Entrega de información 194 solicitudes, lo que representa el 55%.

No competencia 76 solicitudes, lo que representa el 21%.

Entrega de información e información

parcialmente confidencial (Respuesta

mixta)




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Pendientes de respuesta

13 solicitudes, lo que representa sólo el 4%, es

decir, se atendieron el 96% de las solicitudes de

información restantes (341) ingresadas en el

transcurso del ejercicio 2019.

Entrega de información e incompetencia

(Respuesta mixta) 7 solicitudes, lo que representa el 2%.

Desechada porque los solicitantes no

desahogaron prevención (se requirió

información adicional a los solicitantes, por

no ser clara su solicitud).


Información Confidencial 2 solicitudes, lo que representa el .75%.

Información Reservada 1 solicitud, lo que representa el .25%.

En cuanto al Índice de expedientes clasificados como reservados del CENACE, de conformidad con la Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública y los Lineamientos Generales en materia de clasificación y desclasificación de la información, así como para la elaboración de versiones públicas, dicho Índice fue actualizado de manera semestral, es decir el 30 de junio y el 31 de diciembre de 2019, con la aprobación del Comité de Transparencia, observando el siguiente estatus:

Dicho Índice se encuentra publicado en la página de internet del CENACE en el formato establecido por el INAI, en la siguiente liga de acceso: https://www.cenace.gob.mx/Paginas/Publicas/Transparencia/ComiteTransparencia.aspx,

RESUMEN DEL ÍNDICE DE EXPEDIENTES CLASIFICADOS COMO RESERVADOS

Histórico de expedientes clasificados como

reservados al 1° Semestre

de 2019.

Expedientes clasificados como reservados en el

2° semestre de 2019.

Histórico de expedientes clasificados como

reservados al 31 de

diciembre de 2019

Histórico de

Expedientes

Desclasificados al 31

de diciembre de

2019.

12 2 14 5

https://www.cenace.gob.mx/Paginas/Publicas/Transparencia/ComiteTransparencia.aspx



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Se precisa que a la fecha dicha autoridad, aún no ha liberado el sistema correspondiente en la Plataforma Nacional de Transparencia para su respectiva publicación. Asimismo, derivado de las acciones correspondientes a la carga de la información en la PNT, en el

periodo que se reporta, la información correspondiente a las fracciones comunes y a las fracciones

específicas de la Ley General de Transparencia y Acceso a la Información Pública y a las fracciones

específicas de la Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública aplicables al

CENACE, se encuentran cargados en la PNT. Con lo anterior, el CENACE, en su calidad de sujeto

obligado, cumple con lo establecido en el artículo 70 de la Ley General, dentro del plazo

establecido por el Sistema Nacional de Transparencia para efectuar la carga de la información en

la PNT.

Acciones que continuarán desarrollándose

Se continuará dando trámite interno y seguimiento a la atención de todas las solicitudes de acceso a la información, conforme a la Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información, buscando siempre se atiendan con calidad y en el menor tiempo posible, así como las derivadas del ejercicio de Protección de Datos Personales, conforme a la Ley General de Protección de Datos Personales en Posesión de Sujetos Obligados, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 26 de enero del 2017.

Se continuará fortaleciendo la política de máxima publicidad de la información pública de forma coordinada con las Unidades Administrativas que detentan la información, a través de poner a disposición de la sociedad en general toda aquella información en cumplimiento a las obligaciones de transparencia y la que resulte de valor y utilidad en el Portal de Internet del CENACE y la PNT, a efecto de privilegiar la transparencia focalizada y con ello reducir la interposición de Recursos de Revisión y Denuncias de particulares por incumplimiento a las obligaciones de transparencia, ante el órgano garante.

Asimismo, de manera habitual se fomentará la capacitación de los servidores públicos del CENACE sobre el marco normativo de transparencia y protección de datos personales, el cual es un requisito fundamental para garantizar el pleno ejercicio y respeto de estos derechos fundamentales en el CENACE.



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Archivos

Implementación del Sistema Integral de Gestión Documental y Administración de Archivos

Durante los meses de julio a septiembre, se brindó asesoría y capacitación para operar el módulo e-oficio del Sistema Integral de Gestión Documental y Administración de Archivos (SIGDAA), a personal adscrito al CENACE.

En septiembre de 2019, se formalizó el Manual de Procedimientos para la Administración de la Oficialía de Partes, y se integró conforme a procedimiento en el Sistema de Administración de Normas Internas de la Administración Pública Federal, que administra la Secretaría de la Función Pública y en la Normateca Interna del CENACE.

En el transcurso del mes de octubre, se realizó la migración de los aplicativos del SIGDAA a la infraestructura a efecto de optimizar la operación de la herramienta tecnológica.

Gestión para servicio de archivo de concentración

En los meses de julio a septiembre, se coordinó la implementación del proyecto “Propuesta de acondicionamiento de espacio y equipamiento para la implementación del Archivo de Concentración en el Corporativo”, mismo que quedó sin efecto por el programa de austeridad del Gobierno Federal y se reprogramó para el ejercicio 2020.

Nombramiento, designación, y/o ratificación de responsables de las áreas que integran el

Sistema Institucional de Archivos

En los meses de agosto y diciembre de 2019, con la finalidad de conformar el Sistemas Institucional de Archivos del CENACE, con fundamento en el artículo 21 de la Ley General de Archivos, se nombraron a los responsables del Área Coordinadora de Archivos, del Archivo de Concentración y de la Unidad de Correspondencia (Oficialía de Partes).

En diciembre de 2019, se notificó al Archivo General de la Nación, los nombramientos de los responsables del Sistema Institucional de Archivos del CENACE, en cumplimiento al artículo Decimo Primero transitorio de la Ley General de Archivos.

Avances del Sistema Institucional de Archivos del CENACE

Con fundamento en los Artículos 27 y 28 de la Ley General de Archivos y 64 de la Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública, se designó al Responsable del Área Coordinadora de Archivos del CENACE.

El Centro Nacional de Control de Energía en cumplimiento al Artículo 21 fracción II, inciso b) de la Ley General de Archivos, en coordinación con las Unidades Administrativas, designó los Responsables de Archivos de Trámite, y se integró el Directorio de Responsables de Archivo de Trámite del CENACE.



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En cumplimiento al Artículo 21 fracción II, incisos a) y c) de la Ley General de Archivos, se designó a los Responsables de la Unidad de Correspondencia y del Archivo de Concentración.

Con fundamento en el Artículo 45 de la Ley General de Archivos y los Lineamientos para la creación y uso de Sistemas Automatizados de Gestión y Control de Documentos, el Centro Nacional de Control de Energía se encuentra en proceso de implementación del Sistema Integral de Gestión Documental y Administración de Archivos SIGDAA, que permite el registrar y control de los procesos técnicos archivísticos.

El Archivo General de la Nación, en cumplimiento del numeral Décimo Séptimo de los Lineamientos generales para la organización y conservación de los archivos del Poder Ejecutivo Federal, emitió Dictamen de Validación DV/015/18 del Catálogo de Disposición Documental del CENACE.

Con fundamento en los Artículos 8 y 12 de la Ley Federal de Archivos y 7 del Reglamento de la citada Ley, el Comité de Transparencia del CENACE en su Quincuagésima Primera sesión, aprobó los “Criterios Específicos para la Organización y Conservación de Archivos del CENACE”, con objeto de establecer los criterios institucionales para la organización, descripción, conservación y sistematización, de los documentos de archivo, generados o recibidos por las Unidades Administrativas.



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XVIII. Contrataciones

Procedimientos de Adquisiciones iniciadas en 2019 por tipo de contratación

Comentarios:

• En la gráfica se observan los procedimientos de contratación realizados durante 2019, de los cuales 20 corresponden a procedimientos de Adjudicación Directa con fundamento en el Artículo 41 fracciones I, II, IV y XX; 7 Licitaciones Públicas, 153 procedimientos de Adjudicación Directa, 7 Invitaciones a Cuando Menos Tres Personas con fundamento en el Artículo 42, y 2 contrataciones con fundamento en el Artículo 1 de la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público. Lo anterior por un monto de 421.80 millones de pesos (mdp).

• De acuerdo con la última actualización del Programa Anual de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios 2019 (PAAAS), el volumen de adquisiciones es por un importe de $1,512.60 millones de pesos (mdp), de los cuales se tienen comprometidos $1,098.53 mdp, en procedimientos de contratación y plurianuales.

• Conforme a lo anterior, se puede precisar que los procedimientos de contratación con fundamento en el artículo 42 es de 5.07% del volumen total de las adquisiciones cumpliendo cabalmente con el cuarto párrafo del artículo en mención.



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Contrataciones consolidadas a nivel gobierno federal

Con el propósito de cumplir con los criterios de eficiencia, eficacia, economía, racionalidad y austeridad del gasto público, durante 2019, el Centro Nacional de Control de Energía se adhirió a los procedimientos de contratación consolidados a nivel Gobierno Federal, en los siguientes rubros:

XIX. Medidas de Austeridad, Racionalidad, Disciplina y Control del Ejercicio Presupuestario

El Consejo de Administración del CENACE, mediante Acuerdo CA-019/2019-27 del 4 de junio del 2019, autorizó los “Criterios de racionalidad, austeridad y disciplina del gasto del Centro Nacional de Control de Energía para el ejercicio 2019”, que contemplan una reducción de 625.7 mdp al presupuesto 2019 del CENACE.

Estas medidas son resultado de:

• 248.5 mdp resultado de la aplicación de las disposiciones de austeridad y disciplina presupuestaria emitidas por la Oficialía Mayor de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público en atención a las instrucciones del Presidente de los Estados Unidos Mexicanos establecidas en el memorándum de fecha 3 de mayo de 2019; y



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• 377.2 mdp de un esfuerzo de ahorro del CENACE para mantener el balance entre sus

ingresos y egresos.

Memorándum de la Presidencia de la República

El Memorándum instruyó un recorte del 30% en las partidas mostradas a continuación, en las cuales el CENACE realiza una reducción total de 39.5 mdp, equivalente al 59% del Presupuesto correspondiente.

PEF 2019 ReducciónPresupuesto

Modificado

%

Reducción

21201 Materiales y utiles de impresión y reproducción 255,700 -76,710 178,990 -30%

21101 Materiales y utiles de oficinas 3,575,209 -1,111,766 2,463,443 -31%

26102 Combustibles, lubricantes y aditivos para vehículos terrestres, aéreos, marítimos, lacustres y fluviales 9,578,980 -5,328,980 4,250,000 -56%

26105 Combustibles y lubricantes para maquinaria y eq de producción y Servicios administrativos 154,190 -46,257 107,933 -30%

33501 Estudios e investigaciones 55,000 -16,500 38,500 -30%

36901 Servicios relacionados con monitoreo de información en medios masivos 250,000 -93,000 157,000 -37%

36101 Difusión de mensajes sobre programas y actividades gubernamentales 2,500,000 -2,500,000 - -100%

37101 Pasajes aéreos nacionales para labores en campo y de supervisión 18,606,997 -9,606,997 9,000,000 -52%

37201 Pasajes terrestres nacionales para labores en campo y de supervisión 2,740,719 -2,079,666 661,053 -76%

37501 Viáticos nacionales para labores en campo y de supervisión 29,128,870 -18,631,455 10,497,415 -64%

66,845,665 39,491,331- 27,354,334

Partida Presupuestaria

En lo que corresponde a las partidas en las que se establece un recorte del 50%, el CENACE realiza un ajuste total de 209.0 mdp.



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Modificado

%

Reducción

37602 Viáticos en el extranjero para servidores públicos en desempeño de comisiones y funciones oficiales 3,991,377 -3,213,807 777,570 -81%

38501 Gastos para alimentación de servidores públicos de mando 291,543 -291,543 - -100%

37106Pasajes aereos internacionales para servidores públicos en el desempeño de comisiones y funciones

oficiales 4,072,948 -2,072,948 2,000,000 -51%

32502Arrendamiento de vehículos terrestres, aéreos, marítimos, lacustres y fluviales para servicios públicos y la

operación de programas públicos 35,761,396 -17,880,698 17,880,698 -50%

33104 Otras asesorías para la operación de programas 128,767,008 -64,383,504 64,383,504 -50%

33901 Subcontratación de servicios con terceros. 240,300,000 -120,150,000 120,150,000 -50%

38301 Congresos y convenciones 1,084,448 -999,900 84,548 -92%

414,268,720 208,992,400- 205,276,320


Ajustes en gasto corriente e inversión

Adicionalmente, se disminuyeron 377.2 mdp, distribuidos de la siguiente manera:

• 279.3 mdp en gasto de Operación de partidas de los capítulos 2000 Materiales y suministros y 3000 servicios generales, destacando las siguientes:


Modificado

%

Reducción

33301 Servicios de desarrollo de aplicaciones informáticas 491,489,830 -215,614,598 275,875,232 -44%

33903 Servicios integrales 62,174,000 -38,974,000 23,200,000 -63%

32701 Patentes, derechos de autor, regalías y otros 59,607,811 -15,115,026 44,492,785 -25%

Otras Partidas (10) 80,798,943 -9,631,225 71,167,718 -12%

694,070,584 -279,334,849 414,735,735


• En el rubro de Inversión Pública se suspende el proyecto de Construcción y Adquisición de Equipamiento para SALAS CARRIER, reduciéndose un importe de 88 mdp de 90.7 mdp originales, considerando únicamente para el 2019 el gasto de Estudios de Pre-inversión.

• El concepto de Pensiones y Jubilaciones disminuye en 9.9 mdp, como resultado de ajustes en las estimaciones originales.



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XX. Otras leyes y disposiciones relevantes que se considera conveniente resaltar

Integración y funcionamientos de comités

Comité de Transparencia

De conformidad con el artículo 64 de la Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública (LFTAIP), el CENACE cuenta con un Comité de Transparencia.

Actualmente se continúa con la ejecución de las facultades y atribuciones establecidas en los artículos 64 y 65 de la LFTAIP, obteniendo como resultado los siguientes:

▪ En el periodo que se informa el Comité de Transparencia del CENACE sesionó en 32 ocasiones.

▪ Del 01 de julio al 31 de diciembre del 2019, se recibieron un total de 206 solicitudes de

acceso a la información pública.

▪ De las 206 solicitudes recibidas, se dio respuesta a un total de 193 solicitudes, hasta el 31 de diciembre del 2019, en donde el Comité de Transparencia se reunió en 32 sesiones ordinarias1. Las restantes 13 solicitudes continuaron en su proceso normal de atención.

▪ De manera paralela al tema de atención a solicitudes de acceso a la información, se

realizaron 2 sesiones generales, con la finalidad de presentar y aprobar informes, planes, programas y requerimientos del Instituto Nacional de Transparencia, Acceso a la Información y Protección de Datos Personales (INAI), entre otros aspectos relevantes para asegurar el pleno cumplimiento de las obligaciones establecidas en el marco de la LFTAIP y demás normatividad aplicable en la materia, conforme a lo siguiente:

1 Del total de 32 sesiones; 27 sesiones para atención de solicitudes, y 5 sesiones fueron para atender temas de la

LFTAIP.



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▪ Trigésima Tercera Sesión General Ordinaria (11/07/2019)

▪ Informe General de las solicitudes de información atendidas y en proceso ante el CENACE, del periodo abril - junio 2019 y enero - junio 2019.

▪ Aprobación de la actualización del Índice de Expedientes Clasificados como Reservados del CENACE correspondiente al primer semestre del 2019.

▪ Aprobación de actualización de información del segundo trimestre 2019 del CENACE para la elaboración del informe anual de actividades del INAI.

▪ Informe del estatus que guarda el cumplimiento de la carga de las obligaciones de transparencia en el SIPOT.

▪ Quincuagésima Sesión General Ordinaria (10/10/2019):

▪ Informe General de las solicitudes de información atendidas y en proceso ante el CENACE,

del periodo julio - septiembre 2019 y enero - septiembre 2019. ▪ Aprobación del ACUERDO por el que se reforman los Lineamientos para la Integración y

Funcionamiento del Comité de Transparencia del CENACE. ▪ Informe del Resultado de la Verificación Vinculante efectuada por el INAI a las obligaciones

de Transparencia previstas en Ley General de Transparencia y Acceso a la Información Pública y la Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública y de los avances en su atención.

▪ Informe del estatus que guarda el cumplimiento de la carga de las obligaciones de transparencia en el SIPOT.

▪ Aprobación de actualización de información del tercer trimestre 2019 del CENACE para la elaboración del informe anual de actividades del INAI.

Acciones que continuarán desarrollándose. El Comité de Transparencia del CENACE continuará sesionando de manera permanente para validar y autorizar la totalidad de las respuestas en las que conforme a la LFTAIP deba emitir una resolución en materia de atención de solicitudes de acceso a la información pública.

Asimismo, acorde con los Lineamientos que regulan su integración y funcionamiento, y de conformidad con el objetivo del Comité de Transparencia, el cual consiste en establecer los mecanismos que permitan garantizar el cumplimiento de las obligaciones que, en materia de transparencia, acceso a la información pública y protección de datos personales, le corresponden al CENACE, sesionará trimestralmente para la evaluación y, en su caso, aprobación de las acciones y avances en materia de transparencia, acceso a la información y protección de datos personales, con el propósito de dar pleno cumplimiento a la normatividad en la materia.



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Comité de Ética y Prevención de Conflictos de Interés

El Comité de Ética y de Prevención de Conflictos de Interés (CEPCI) del CENACE está conformado

por doce personas servidoras públicas propietarias con voz y voto, de las cuales dos participan de

manera permanente (el presidente del CEPCI y el Secretario Ejecutivo propietario) y diez son

electas con carácter temporal, y tiene como objetivo primordial ser el órgano encargado de vigilar

la aplicación y cumplimiento de los Códigos de Ética y de Conducta, así como de las Reglas de

Integridad.

En el periodo que se informa del 1 de julio al 31 de diciembre del 2019, el CEPCI del CENACE sesionó en 5 ocasiones; con los siguientes resultados esenciales para la obtención de su objetivo:

• Sexta Sesión Extraordinaria (3/julio/2019)

• Se presentó y aprobó por unanimidad el proyecto de conclusión propuesto por el Subcomité de Atención para una denuncia, y el CEPCI emitió las observaciones y las recomendaciones conducentes considerando la aplicación de una propuesta de mejora en el proceso a efecto de evitar y prevenir futuros eventos de esta índole.

• Asimismo, se informó de otra denuncia, en la cual, una vez hecha la verificación de

cumplimiento de los elementos previstos y previa valoración del caso, durante la sesión, el CEPCI la calificó como de no competencia.

• Se aprobó por unanimidad el mecanismo y metodología para la participación del

personal del CENACE en la elaboración del Código de Conducta de este Organismo Público Descentralizado a partir de la cual se brinda a las y los servidores públicos del CENACE la oportunidad para aportar elementos, sugerencias y/o conductas al Código de Conducta del CENACE.

• Se aprobó el Decálogo de Conducta a propuesta del Comisario del Sector Energía de

la Secretaría de la Función Pública en cumplimiento a la recomendación 004/2019 de la Primera Sesión Ordinaria del Comité de Control y Desempeño Institucional (COCODI) y su integración al Código de Conducta como un anexo de este.

• Séptima Sesión Extraordinaria (16/julio/2019)

• Se aprobó por unanimidad la actualización del Código de Conducta del CENACE realizada de conformidad con la normatividad emitida por la Secretaría de la



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Función Pública para que sea suscrito y emitido por el Director General del CENACE como titular de este organismo público descentralizado.

• Se informó sobre una denuncia, en la cual, una vez hecha la verificación de

cumplimiento de elementos previstos y previa valoración del caso, se calificó para su atención y se conformó un Subcomité para la gestión de esta.

• Octava Sesión Extraordinaria (12/septiembre/2019)

• Se aprobó la propuesta de presentar ante el H. Consejo de Administración del

CENACE el dejar sin efectos el Código de Ética del CENACE prevaleciendo la adopción del Código de Ética de las personas servidoras públicas del Gobierno Federal publicado en el Diario Oficial de la Federación el 5 de febrero del año en curso.

• Se aprobó la conformación del Subcomité para la Coordinación en materia de la

Política de Igualdad Laboral y No Discriminación mismo que coordinará lo referente a lo establecido en la Norma NMX-R-025-SCFI-2015.

• Se aprobó por unanimidad la actualización de las Bases para la integración,

organización, y funcionamiento del Comité de Ética y de Prevención de Conflictos de Interés del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE).

• Se aprobó por unanimidad la actualización del Protocolo para atención de denuncias

por presunto incumplimiento al Código de Ética, a las Reglas de Integridad para el ejercicio de la función pública o al Código de Conducta del Centro Nacional de Control de Energía (PROTOCOLO).

• Tercera Sesión Ordinaria (13/noviembre/2019)

• Se informó del seguimiento a asuntos relativos a la atención de denuncias por parte de la Secretaria Ejecutiva en referencia a observaciones y recomendaciones del CEPCI-CENACE.

• Se informó de la derogación del Código de Ética del CENACE prevaleciendo el

Código de Ética de las personas servidoras públicas del Gobierno Federal conforme a lo aprobado por el H. Consejo de Administración del CENACE durante su Sesión 29 Ordinaria.

• Se informó de la actualización del Tablero para la Evaluación del Cumplimiento

2019, conforme a lo emitido por la Unidad de Ética Integridad Pública y de



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Prevención de Conflictos de Interés a través del Sistema de Seguimiento, Evaluación

y Coordinación de las actividades de los Comités de Ética y Prevención de Conflictos

de Interés.

• Se informó de los avances en las actividades realizadas por el CEPCI del CENACE y el estatus actual del Tablero para la Evaluación del Cumplimiento 2019.

• Se aprobó el Calendario de Sesiones Ordinarias del CEPCI del CENACE para el

ejercicio 2020.

• Se presentó y aprobó por unanimidad el proyecto de conclusión propuesto por el Subcomité de Atención para una denuncia, y el CEPCI emitió las observaciones y las recomendaciones conducentes considerando la aplicación de acciones de sensibilización, difusión y capacitación específicas.

• Novena Sesión Extraordinaria (13/noviembre/2019)

• Se presentó y aprobó por unanimidad el proyecto de conclusión propuesto por el Subcomité de Atención para una denuncia, y derivado de la valoración del mismo el CEPCI consideró que no se determinó un incumplimiento.

Acciones que continuarán desarrollándose

El Comité de Ética y Prevención de Conflicto de Interés del CENACE continuará sesionando

conforme al calendario de sesiones 2020, asimismo, conforme al “ACUERDO por el que se modifica

el diverso con el que se emitieron el Código de Ética de los servidores públicos del Gobierno

Federal, las Reglas de Integridad para el ejercicio de la función pública y los Lineamientos

generales para propiciar la integridad de los servidores públicos y para implementar acciones

permanentes que favorezcan su comportamiento ético, a través de los Comités de Ética y de

Prevención de Conflictos de Interés”, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 22 de

agosto de 2017, el CEPCI del CENACE fomentará la ética y la integridad pública para lograr una

mejora constante del clima y cultura organizacional de Centro Nacional de Control de Energía.



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Comité de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios

El Comité de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios (CAAS) del CENACE y Subcomité Revisor de Convocatorias (SURECON) durante el período comprendido del 01 de enero al 31 de diciembre de 2019 llevó a cabo las siguientes sesiones:

Comité y/o Subcomité N° de

Sesiones Ordinarias Extraordinarias

Comité de Adquisiciones, Arrendamientos y

Servicios 8 6 2

Subcomité Revisor de Convocatorias 13 6 7

En el CAAS se presentaron cuatro casos de excepción, los cuales fueron dictaminados favorablemente. En el SURECON se presentaron veintiún Proyectos de Convocatorias, que fueron aprobados.

Comité de Bienes Muebles

Durante el periodo enero- diciembre 2019, se llevaron a cabo las siguientes actividades:

• 5 reuniones ordinarias.

• Se autorizó por el Director General el Programa Anual de Disposición Final y Baja de Bienes 2019, con un total de 460 bienes propiedad del CENACE susceptibles de apegarse a dicho programa.

• Se autorizaron ocho dictámenes de no utilidad, de los cuales se solicitó su transferencia al

Instituto de Administración de Bienes y Activos (IABA) en diciembre de 2019.

• Respecto al Programa de Anual de Disposición Final y Baja de Bienes 2018, se autorizaron 1,775 bienes para dar de baja, los cuales fueron transferidos al IABA y se ha concretado la enajenación de 563 de esos bienes, para un avance del 32%.



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Comité de Control y Desempeño Institucional (COCODI)

Conforme a las Políticas de Operación establecidas en el Manual Administrativo de Aplicación General en Materia de Control Interno vigente, el Comité de Control y Desempeño Institucional celebró cuatro sesiones durante el año de manera ordinaria, en las que se desahogaron todos los puntos fijados en los Órdenes del Día aprobados en cada una de ellas. Durante el segundo semestre de 2019, la tercera y cuarta sesiones tuvieron verificativo los días 29 de agosto y 19 de noviembre, respectivamente.

El Comité continúa contribuyendo al cumplimiento oportuno de metas y objetivos institucionales y los acuerdos y recomendaciones que se derivan de sus sesiones continúan siendo atendidos oportunamente.

4. Situación que guardan los Fideicomisos Públicos no Paraestatales

El Fideicomiso Fondo de Capital de Trabajo es un instrumento del CENACE, que le permite cubrir las obligaciones de pago a los Participantes del Mercado, Transportistas, Distribuidores y al propio CENACE asociadas con la factura correspondiente, de conformidad con lo establecido por la autoridad regulatoria en el numeral 19.9.3 inciso C de las Bases del Mercado Eléctrico Mayorista.

Conforme a lo dispuesto en los artículos 9, fracción I, de la Ley de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y 214, fracción I, del Reglamento de dicha Ley, mediante oficio DG/709/2015 del 21 de diciembre de 2015, se autorizó la aportación inicial al fideicomiso por la cantidad de mil pesos para su constitución.

Así mismo se informa de las siguientes acciones relacionadas al fideicomiso:

1. A solicitud del CENACE, en 2018 se logró la reducción de los honorarios fiduciarios del 10% en términos reales, derivado de la revisión de las operaciones financieras en 2017 y se han actualizado los honorarios únicamente por la inflación conforme al contrato en 2019.

2. Los Estados financieros del fideicomiso fueron dictaminados sin observaciones por los ejercicios 2016, 2017 y 2018 por la firma PricewaterhouseCoopers por instrucción de la Secretaría de la Función Pública.

3. Se celebraron, de conformidad con la normatividad, dos Sesiones Anuales Ordinarias del Comité Técnico del Fideicomiso en 2019, cumpliéndose con los protocolos y cuórums.



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4. El 17 de octubre de 2019 se envió a la fiduciaria la compulsa de las Reglas de Operación del Fideicomiso denominado “Fondo de Capital de Trabajo del CENACE”, en cumplimiento a los acuerdos del 08 de agosto del 2019 del Fideicomiso.

5. En 2019, se concluyó la auditoria a los Estados Financieros del fideicomiso 2018, mismos que fueron dictaminados sin observaciones por la firma PricewaterhouseCoopers por instrucción de la Secretaría de la Función Pública.

6. Se implementó la sistematización de pagos de forma electrónica a través de la Consola de Pagos, la cual permite a los Participantes realizar pagos de forma más expedita y con mayor trazabilidad de sus obligaciones de pagos con el Mercado Eléctrico Mayorista.

7. Se habilitaron cuentas bancarias con BBVA a fin de optimizar los rendimientos de las inversiones del fideicomiso.

8. Se diseñaron e implementaron guías operativas para cobro pagos y moras en el MEM, como sigue:

a. Procedimiento de prueba y acreditación de las cuentas bancarias, b. Procedimiento de cobros realizados a los PM por operaciones del MEM, c. Procedimiento de pagos realizados a los Participantes por operaciones del MEM d. Procedimiento de cobros y pagos mediante compensación, e. Procedimiento de mora para los participantes por operaciones del MEM, f. Procedimiento de pagos de importación y exportación de producto, g. Procedimiento de Recepción y Cancelación de Garantías en el Mercado de Corto

Plazo.

9. De forma particular se informa que las operaciones de cobros y pagos al Mercado Eléctrico Mayorista se realizan de forma semanal los días miércoles y que se desfasa la semana de pagos con respecto a la de cobros en 7 días.

10. Se reporta que el CENACE a través del Fideicomiso, en el período comprendido de enero a diciembre, ha cobrado (obligaciones de los Participantes e interés moratorios) y pagado el 100% de ambas obligaciones.

11. Los ingresos acumulados al 31 de diciembre de 2019 fueron de $133,780.00 mdp (el ingreso considera el Capital Inicial al 1 de enero de 2019). Los egresos acumulados al 31 de diciembre de 2019 fueron de $131,814.82 mdp. La disponibilidad acumulada al 31 de diciembre de 2019 fue de $1,965.18 mdp.



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5. Litigios en Proceso

Amparos

La Dirección Jurídica se ha encargado de rendir informes previos y justificados, respecto de Juicios de Amparo interpuestos por particulares, en contra de: (i) resoluciones emitidas por el CENACE, incluido el Manual de Percepciones para el Personal Operativo de Confianza, (ii) en contra de leyes, como es el caso de la Ley de Transición Energética, la Ley Federal de Remuneraciones de los Servidores Públicos, Reglamentaria de los artículos 75 y 127 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, la Ley de Austeridad Republicana, y (iii) el Manual de Coordinación de Gas Natural y diversos acuerdos emitidos por la Comisión Reguladora de Energía; lo que se resume en un total de 350.

De los Amparos antes referidos destacan:

1.- Los amparos promovidos en contra del Manual de Percepciones para el Personal Operativo de Confianza, dado el volumen de asuntos, amén de que se advierte que se incrementarán cuando se empiecen a ejecutar las disposiciones contenidas en el oficio No. CENACE/DAF-SA-JURH/616/2019, emitido con fecha 20 de diciembre de 2019, por la Unidad de Recursos Humanos, particularmente en lo relativo al límite que se fijó relativo a la prestación de “Compensación por Fidelidad” y la “Despensa a Jubilados”.

Para cada uno de estos amparos, que a la fecha ascienden a 89, se han estudiado, elaborado, autorizado y presentado ante las autoridades judiciales, en términos de ley, las siguientes promociones:

• 89 Informes Previos;

• 89 Informes Justificados;

• 89 Recursos de Queja en contra de los autos admisorios;

• 88 Recursos de Revisión en contra de las resoluciones por las que se concede la suspensión definitiva;

• 88 oficios remitidos a la Dirección de Administración y Finanzas, solicitando el cumplimiento de la suspensión provisional concedida por la autoridad judicial;

• 88 oficios remitidos a la Dirección de Administración y Finanzas, solicitando el cumplimiento de la suspensión definitiva concedida por la autoridad judicial;



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• 167 oficios solicitando a las Gerencias Regionales y a la Dirección de Administración y Finanzas, información sobre la situación administrativa concreta de cada trabajador o extrabajador jubilado del CENACE, y

• 712 visitas aproximadamente a los diversos juzgados en donde se encuentra radicado el expediente, para consultar su estado procesal; o bien, para presentar alguna promoción o para darse por notificado de alguna actuación.

2.- Los amparos promovidos en contra de la Ley Federal de Remuneraciones de los Servidores Públicos, dado el volumen de asuntos que se atienden.

De igual manera para cada uno de estos amparos, que a la fecha ascienden a 238, se han estudiado, elaborado, autorizado y presentado ante las autoridades judiciales, de acuerdo con la ley, las siguientes promociones:

• 238 Informes Previos;

• 238 Informes Justificados;

• 175 Recursos de Revisión en contra de las resoluciones por las que se concede la suspensión definitiva;

• 67 Recursos de Revisión en contra la sentencia definitiva (constitucional);

• 236 oficios remitidos a la Dirección de Administración y Finanzas, solicitando el cumplimiento de la suspensión provisional concedida por la autoridad judicial;

• 236 oficios remitidos a la Dirección de Administración y Finanzas, solicitando el cumplimiento de la suspensión definitiva concedida por la autoridad judicial;

• 634 oficios solicitando a las Gerencias Regionales y/o a la Dirección de Administración y Finanzas, información sobre la situación administrativa concreta de cada trabajador o extrabajador jubilado del CENACE, y

• 952 visitas aproximadamente a los diversos juzgados en donde se encuentra radicado el expediente, para consultar su estado procesal; o bien, para presentar alguna promoción o para darse por notificado de alguna actuación.



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Juicios de Nulidad en contra del CENACE

Actualmente, el CENACE atiende 6 juicios de nulidad promovidos en su contra, de los cuales, 1 ya se encuentra resuelto, reconociéndose la validez del acto emitido por el CENACE, sólo se está a la espera de que cause ejecutoria dicha sentencia. Los otros 5 asuntos, se encuentran pendientes de resolución.

De los juicios de Nulidad antes referidos destacan:

1.- El promovido por Suministro Sustentable de Energía en México, S.A.P.I. de C.V. (SUMEX), debido a que se determinará si el instrumento fuente de las obligaciones contraídas por las partes es de carácter mercantil o de naturaleza administrativa y consecuentemente si el Tribunal Federal de Justicia Administrativa es competente para conocer de estos temas, lo cual es de enorme trascendencia para el Mercado Eléctrico Mayorista.

2.- El juicio promovido por Suministros Básicos del Centro SUBACE, S.A. de C.V., en virtud de que el tema se encuentra relacionado con la emisión de los instrumentos programáticos derivados del Plan Nacional de Desarrollo. Juicios de Nulidad promovidos por el CENACE

Se han promovido 5 juicios en los que se demandó la nulidad de las resoluciones de fecha 25 de enero de 2017, emitidas por diversas Subdelegaciones Regionales del Instituto Mexicano del Seguro Social, a través de las cuales se clasifican con diversa Clase y Prima de Seguro de Riesgo de Trabajo al CENACE.

Se continúan atendiendo 15 juicios a través de los cuales se demandó la nulidad de diversas resoluciones emitidas por algunas Subdelegaciones Regionales del Instituto Mexicano del Seguro Social, a través de las cuales determinaron diversos créditos fiscales a cargo del CENACE.

Juicios laborales

Se continúa con el trámite ante la Junta Federal de Conciliación y Arbitraje competente, de Cinco juicios promovidos en contra del CENACE, en los que se reclama la reinstalación y el pago de salarios caídos, así como diversas prestaciones.



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Junta Especial

Federal de

Conciliación y Arbitraje

Expediente Demandado

(s)

Prestaciones

Reclamadas Monto aproximado

Porcentaje de éxito a favor del CENACE

1 33

Puebla Pue. 540/2017

C.F.E. y

CENACE

• Reinstalación

• Salarios Caídos

• Prestaciones accesorias.

• Indemnización (3 meses de salario)

• 20 días por año de servicios prestados

• Indemnización (3 meses de salario): $ 361,842.30

• 20 días por año de servicios prestados $ 1’286,550.40

• Prima de antigüedad: $1’310.566.01

• Prestaciones devengadas: $ 125,003.33

• Salarios caídos: $1’442,561.89 (12 meses) e intereses (2%)

TOTAL $ 4’526, 523.93

ETAPA PROCESAL: Se formularon Alegatos

75% de probabilidad de éxito

Se comprobaron durante el juicio las

causas de la rescisión laboral, sin embargo, la actora argumenta que

laboró durante el periodo de incapacidad

y que por tanto le corresponde el subsidio otorgado por el IMSS.

2 6

Cd. de

México

278/2017 CENACE

• Reinstalación

• Reconocimiento de Antigüedad

• Prestaciones accesorias

• Indemnización (3 meses de salario)

• 20 días por año de servicios prestados



• Salarios caídos: $ 648,428.40

(12 meses) e intereses al 2% mensual

• 20 días por año de servicios prestados: $ 63,041.65

TOTAL $873,577.15

Etapa procesal: Se formularon Alegatos


Se dio por concluido el contrato de trabajo por

tiempo determinado sin justificar la causa, por

lo que no se aportaron pruebas para justificar el despido.

3

6

Cd. de México

405/2018

CENACE

Y SUTERM

• Reinstalación



• Prima de Antigüedad: $ 78,228.00

• Aguinaldo Proporcional: $ 22,586.71

• Vacaciones Proporcionales: $ 41,221.00

• Prest. Devengadas: $ 56,660.19

• Salarios Caídos: $ 520,861.95 (12 meses) e intereses (2%)

TOTAL $713,557.85

Etapa Procesal: Ofrecimiento de pruebas,

previa resolución del incidente de nulidad de actuaciones.


Se rescindió la relación laboral, sin embargo,

aún no se desahogan pruebas.

4

11

Cd. de México.

171/2019 CENACE

• Reinstalación



• 20 días por año de servicios presta



• 20 días por año de servicios prestados: $ 202,687.80

• Salarios Caídos: $ 716,713.20

• (12 meses) e intereses (2%) TOTAL $1´226,562.07

Etapa Procesal: Conciliación. Demanda y

Excepciones. (Pendiente resolverse Incidente de Incompetencia)


El actor laboró para el OIC en el CENACE, se

interpuso Incidente de Incompetencia, con independencia de que

la Secretaría de la Función Pública deberá

reconocer que el actor es su trabajador.



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Nota: Las cantidades mencionadas son aproximadas, las cuales podrán variar en términos de la condena definitiva que, en su caso, haga la autoridad laboral.

Juicios Ordinarios Federales

Para el segundo semestre del 2019, el CENACE cuenta con un juicio ordinario mercantil federal en su carácter de actor, en el que se demandó a uno de los Participantes del Mercado la cantidad de $64,617,610.78 (Sesenta y cuatro millones seiscientos diecisiete mil seiscientos diez pesos 78/100 M.N.), por concepto de suerte principal que deriva de la compra de energía eléctrica en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), por periodos que van del 23 de julio al 30 de septiembre de 2018 (no representa contingente pasivo para el CENACE, ya que el dinero deviene del Mercado Eléctrico Mayorista). También se reclamó el pago de intereses, gastos y costas. Se encuentra pendiente de resolución dicho juicio. Asimismo, el CENACE cuenta con otro juicio ordinario mercantil en el que se tiene el carácter de demandado, en el que se reclama el pago de energía eléctrica vendida excedente y entregada los meses de abril, mayo, junio, julio y agosto, de 2016. Mismo que se encuentra pendiente de resolución.

Como ya se ha señalado, a manera de resumen la Dirección Jurídica del CENACE, atiende los siguientes juicios:

No.

Junta Especial

Federal de

Conciliación y Arbitraje

Expediente Demandado

(s)

Prestaciones

Reclamadas Monto aproximado

Porcentaje de éxito a

favor del CENACE

5 11

Cd. de

México.

809/2019 CENACE

Declaración de Nulidad a las Modificaciones al

Manual de Percepciones para el

Personal Operativo de Confianza del CENACE y de los Convenios de

12 y 30 de agosto de 2019 por diferencia en

el pago de Antigüedad y Pensión Jubilatoria

• Diferencia en el Pago de Pensión Jubilatoria $ 52,000.00

TOTAL

$52,000.00

Etapa Procesal: Conciliación. Demanda y Excepciones.


El actor celebró

convenios fuera de juicio ante la Junta Federal de Conciliación

y Arbitraje aceptando el pago del excedente de

la Compensación por Fidelidad, por lo que tienen la naturaleza de

Cosa Juzgada. Sin embargo, la junta

pudiera considerar la existencia de derechos adquiridos.



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Juicios de Amparo

Juicios de Nulidad en contra del CENACE.

Juicios de Nulidad

promovidos por el CENACE

Juicios Laborales

Juicios ordinarios federales

promovidos por CENACE

Juicios ordinarios federales

promovidos contra el CENACE

350 6 20 5 1 1

Es importante señalar que, a la fecha del presente informe, no hay monto contingente susceptible de cuantificar.

6. Logros, problemática, riesgos y perspectiva relevantes de la gestión

XXI. Logros

La Prosecretaria del Consejo de Administración del CENACE, comunica que en el periodo que se informa, se han celebrado dos sesiones ordinarias y dos sesiones extraordinarias, en las que se han aprobado 28 acuerdos, entre los que destacan la “Propuesta de Ingresos y Anteproyecto de Presupuesto de Egresos para el Ejercicio 2020”, “Renovación de Línea de Crédito”, “Programa Estratégico Anual 2020” y el “Programa de trabajo cuyo objetivo es la revisión, actualización y conformación de la estructura del CENACE”.

Acciones de Mejora Regulatoria en el CENACE Documentación de Procesos del CENACE. Durante el periodo de enero a diciembre de 2019, se continuó con la documentación de los Procesos del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), formalizándose un total de 16 Manuales de Procedimientos y actualizándose 4 Manuales de Procedimientos clave, correspondiendo a un total de 8 Procesos documentados y actualizados.

Tipo de Proceso No. de Procesos No. de Manuales de

Procedimientos

Total 8 16

Formalizados 7 12

Clave 2 2



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Tipo de Proceso No. de Procesos No. de Manuales de

Procedimientos

Apoyo 2 2

Gobernanza 3 8

Actualizados 1 4

Clave 1 4

Registro de Normas Internas Administrativas en el Sistema de Administración de Normas Internas (SANI). Durante el ejercicio 2019, se registraron 4 normas administrativas ante la Secretaría de la Función Púbica, de las cuales 3 son de nueva creación y una actualización:

Primer semestre:

• Manual de Identidad Gráfica Institucional (actualización). • Políticas Institucionales de Seguridad de la Información (nuevo).

Segundo semestre:

• Manual de Integración y Funcionamiento del Comité de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios (nuevo).

• Manual de Integración y Funcionamiento del Comité de Bienes Muebles (nuevo).

Programa de Mejora Regulatoria. El 27 de mayo de 2019 la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (CONAMER) publicó en el DOF los “Lineamientos de los Programas de Mejora Regulatoria 2019-2020 de los Sujetos Obligados de la Administración Pública Federal”. Conforme a lo anterior, el 28 de octubre de 2019 la CONAMER emitió la constancia de integración del Programa de Mejora Regulatoria del CENACE (PMR) 2019-2020, el cual quedó integrado con la modificación de cuatro regulaciones, la creación de dos, y la mejora de doce de los cuarenta y un trámites (el número considera las modalidades) que la institución tiene registrados en el Registro Federal de Trámites y Servicios (RFTS) de la CONAMER. Las acciones de mejora de estos trámites versan en dos aspectos: 1) mejora de medios digitales del trámite o servicio, y 2) digitalización de punta a punta. Agenda Regulatoria. El seis de mayo de 2019, el CENACE envió a la CONAMER la Agenda Regulatoria para el periodo de aplicación de junio a noviembre de 2019, integrada por tres propuestas regulatorias: dos manuales de prácticas del Mercado en materia de Verificación de Instrucciones de Despacho y Servicios Conexos y de Adquisición de Energía por Emergencia. La tercera propuesta consiste en una Guía Operativa de Integración del Servicio Conexo de Reserva de Regulación Secundaria al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).



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Durante el mes de noviembre de 2019, el CENACE presentó ante la CONAMER la Agenda Regulatoria para el periodo diciembre de 2019 a mayo de 2020, integrada por nueve regulaciones. Las materias sobre las que versan estas regulaciones son: Servicio Conexo de Reserva de Regulación Secundaria; Verificación de Capacidad; Liquidaciones del Mercado; Medición para las Liquidaciones; Generador de Intermediación; Ética y Prevención de Conflictos de Interés, Código de Ética, Código de Conducta y Reglas de Integridad; así como los Manuales de Integración y Funcionamiento del Comité de Obra Pública y los POBALINES en materia de Obra Pública.

Validación y Actualización de trámites. Como parte de las acciones de mejora regulatoria, en el periodo de julio a octubre de 2019, se realizó la validación y/o actualización de los 21 trámites (y sus correspondientes modalidades) inscritos en el Registro Federal de Trámites y Servicios (RFTS), para su incorporación a la nueva plataforma digital del RFTS. A finales del segundo semestre se iniciaron los trabajos de validación de la información para el alta en el Portal www.gob.mx, que administra la Unidad de Gobierno Digital de la Secretaría de la Función Pública, acciones previstas en el Plan de Trabajo para la Digitalización de Trámites y Servicios del CENACE.

Vinculación Institucional

a) Internacional - Ámbito Bilateral

• Colaboración con el Gobierno del Reino Unido

Durante junio y septiembre el organismo atendió dos solicitudes de reunión provenientes de la Cámara de Comercio Británica (Britcham). La intención de dichas reuniones fue despejar una serie de dudas técnicas con funcionarios de la Dirección de Administración del Mercado Eléctrico y de la Dirección de Operación y Planeación del Sistema. En ambas reuniones, que tuvieron lugar en el Edificio Corporativo del CENACE, se discutieron temas relativos al almacenamiento de energía, y se identificaron y propusieron mecanismos de diálogo entre ambas instituciones. Paralelamente, se iniciaron acercamientos con el Gobierno de Reino Unido a través de su Embajada en México, para explorar mecanismos de colaboración en las materias técnicas pertinentes de acuerdo con las atribuciones del CENACE y en coordinación con la Secretaría de Energía (SENER) como cabeza de sector.

• Colaboración con el Gobierno de Dinamarca

El 5 de septiembre el CENACE convocó a una reunión entre funcionarios de la Dirección de Planeación del Sistema y funcionarios de la Agencia Danesa de Energía (DEA) para delimitar las actividades dentro del programa de trabajo vigente bajo el Memorándum de



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Entendimiento suscrito en 2017 entre el CENACE y el operador del sistema eléctrico danés, Energinet. Durante octubre y noviembre de 2019, Energinet impartió al personal del CENACE una serie de talleres en materia de Pronósticos de Generación Eólica y Solar en Tiempo Real y sobre Servicios Auxiliares para la Operación y Planeación del Sistema. Las actividades enmarcadas en el Memorándum de Entendimiento abonan a la mejora de las actividades sustantivas del CENACE, tales como la programación e implementación de nuevos de códigos aplicables en la generación de pronósticos de energías renovables variables en el SEN.

• Colaboración con el Gobierno de Finlandia El 18 de diciembre se recibió la visita de una delegación finlandesa encabezada por la Embajadora de ese país en México. La delegación solicitó el apoyo del CENACE para profundizar sus conocimientos sobre el Código de Red durante el primer semestre de 2020.

b) Internacional - Ámbito Multilateral y vinculación con Organismos Internacionales

• Participación del CENACE en el GO15 Durante el semestre que se reporta, el CENACE continuó participando en los Webinar mensuales de la asociación GO15, como parte de las actividades de intercambio de experiencias y conocimiento entre los 19 operadores de sistemas eléctricos más grandes del mundo. El 25 de junio, el CENACE presentó el tema "Proposal for the Primary Frequency Regulation provided by Photovoltaic Plants Interconnected to the Mexican National Electrical System", en el que se expusieron algunos elementos y ejemplos involucrados en el control primario de la frecuencia eléctrica proporcionado por las plantas de generación de energía proveniente de fuentes convencionales y fuentes renovables.

• Reunión con el Banco Mundial

El 7 de octubre el CENACE coordinó una reunión con funcionarios del Banco Mundial a fin de explorar oportunidades de cooperación. Se compartieron temas considerados prioritarios en la agenda estratégica del CENACE y se invitó a los funcionarios del Banco Mundial a mantener la comunicación con el Organismo en caso de contar con una propuesta de colaboración concreta.



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c) Nacional

• Colaboración con el Consejo Nacional de Clústeres de Energía En agosto, el CENACE participó en la reunión inaugural del “Consejo Nacional de Clústeres de Energía” y en la presentación del “Hub de innovación tecnológica en materia de Eficiencia Energética y Energías Renovables para la acción climática en el Estado de Querétaro”, organizados por el Clúster de Energía de Querétaro. A través de esta interacción el CENACE reforzó su visibilidad interinstitucional con los organismos estatales enfocados en el sector energético.

d) Ámbito Legislativo

El 29 de abril y el 20 de junio el CENACE sostuvo reuniones de trabajo con la Comisión de Energía del Senado de la República. Ambas reuniones de trabajo fortalecieron la comunicación y los vínculos interinstitucionales del CENACE en el ámbito legislativo, al haber difundido sus principales funciones y acciones relativas a la planeación y operación del Sistema Eléctrico Nacional. Durante el segundo semestre de 2019, se mantuvo comunicación con la SENER y con actores del Poder Legislativo, a fin de dar respuesta de forma oportuna a los puntos de acuerdo que emiten las Comisiones de Energía del Senado de la Republica y de la Cámara de Diputados y de participar, cuando corresponda, en los eventos en materias competencia del CENACE. El 20 de junio, el CENACE participó en una reunión de trabajo con la Comisión de Energía del Senado de la República, con el objetivo de aclarar detalles técnicos relativos a la publicación de estado de emergencia en el suministro de energía eléctrica en la Península de Yucatán. Asimismo, el 10 de septiembre, el CENACE participó en el Foro “Soberanía y Seguridad Energética”, organizado por el Senado de la Republica. Este evento tuvo el objetivo de reunir a diversos expertos del sector público y privado para discutir los temas y retos más relevantes en México en el sector energético. La participación del CENACE giró en torno a brindar más información sobre sus actividades como Operador del Sistema Eléctrico Nacional. El 25 de noviembre, a invitación expresa del Senado de la República, el CENACE participó en el “Foro de Análisis del Horario Estacional que se aplica en los Estados Unidos Mexicanos”, para exponer algunas consideraciones técnicas sobre la conveniencia de



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mantener o revocar el Horario de Verano en el territorio nacional, en seguimiento a uno de los puntos de acuerdo de ese recinto legislativo.

e) Vinculación al interior del organismo

El 19 de diciembre, se proporcionó a la Dirección General el entregable elaborado internamente del proyecto institucional denominado “Análisis de tendencias de los sistemas eléctricos en el entorno internacional”. En el documento, se analizaron las tendencias tecnológicas y de configuración de los sistemas eléctricos a escala global, para identificar impactos potenciales a las actividades operativas y estratégicas del CENACE, así como actores y áreas de vinculación interinstitucional para la creación de capacidades y el intercambio de conocimientos.

Universidad CENACE

El Centro Nacional de Control de Energía, a través de la Universidad CENACE tiene como objetivo formar y profesionalizar al personal buscando mejorar el desempeño en el trabajo y la generación de valor para la organización; con base en el aprendizaje continuo y corporativo; como parte de la estrategia para transferir y crear conocimiento conforme a las políticas de las direcciones de CENACE, mediante un proceso formativo hacia el interior y exterior de la organización, capacitando a participantes de la industria eléctrica y otros interesados en temas de Mercado Eléctrico Mayorista, Control Físico y Operativo de la Energía Eléctrica, en modalidades tanto en línea como presencial. Cumpliendo con el artículo 108, Fracción XXIII de la Ley de la Industria Eléctrica.

La Universidad CENACE (antes Campus Virtual) cumple las funciones de servicios educativos especializados, el sitio web puede ser consultado en la siguiente dirección https://universidad.cenace.gob.mx/ , en donde se encuentra la oferta de cursos virtuales y

presenciales.

https://universidad.cenace.gob.mx/



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Al cierre del segundo semestre se cumplió con el 100% de los cursos de Difusión del Manual Regulatorio de Coordinación Operativa, el 100% de los cursos de Operación y Planeación del SEN, 100% de los cursos Básicos del Mercado Eléctrico Mayorista y el 75% de los cursos de Registro y Acreditación de participantes del MEM, debido a la cancelación de 2 grupos que no alcanzaron el mínimo de participantes.

Se tuvieron ingresos por cursos de Operación, Manual Regulatorio de Coordinación Operativa y Mercado Eléctrico Mayorista por un importe de $4,125,099.20.

Para ofrecer los servicios educativos especializados, contamos con una plantilla de 72 instructores a nivel nacional, 27 de ellos son especialistas en cursos de operación y 45 se especializan en



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cursos referentes al Mercado Eléctrico Mayorista Mexicano, quienes además de cumplir con las funciones de sus puestos apoyan de manera extraordinaria como instructores.

Información de cursos planeados, extraordinarios y acumulados:

Número de cursos impartidos

Inscritos Acreditaron Horas

Capacitación Ingresos

84 2,478 2,126 49,692 $4,125,099.20




14 38 37 1,036 $0.00




98 2,516 2,163 50,728 $4,125,099.20

7. Otros Temas

Transparencia

I. Capacitación impartida por la Universidad Iberoamericana del Curso de la Ley General de Protección de Datos Personales en Posesión de Sujetos Obligados y Lineamientos Generales de Protección de Datos Personales para el Sector Público. El 09 de diciembre de 2019 se llevó a cabo en el corporativo del CENACE y con la coordinación de la Dirección General de Capacitación del Instituto Nacional de Transparencia, Acceso a la Información y Protección de Datos Personales (INAI) el curso denominado “Ley General de Protección de Datos Personales en Posesión de Sujetos Obligados y Lineamientos Generales de Protección de Datos Personales para el Sector Público”, el cual fue impartido por la Dra. Olivia Andrea Mendoza Enríquez, especialista de la Universidad Iberoamericana. Dicho curso fue impartido a 124 servidores públicos, de los cuales a 59 de ellos fue de forma presencial y a 65 vía videoconferencia en las Gerencias de Control Regional, CENAL y CENALTE de este organismo público descentralizado.

➢ Cursos Extraordinarios o no programados

➢ Cursos Planeados

➢ Acumulador Anual Total



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II. Celebración de la firma del Convenio General de Colaboración entre el CENACE y el INAI el

cual fue protocolizado el 19 de diciembre de 2019, entre el CENACE y el INAI.

Dicho instrumento jurídico tiene como objetivo establecer las bases y mecanismos de colaboración y coordinación conjunta entre este organismo público descentralizado y el INAI para que, en el ámbito de sus respectivas competencias, realicen diversas acciones y proyectos en materia de acceso a la información, protección de datos personales, gestión documental, gobierno abierto, transparencia proactiva y archivos, al tiempo de fomentar una cultura de transparencia en las acciones de gobierno y de protección de datos personales, socializar el derecho de acceso a la información y propiciar la rendición de cuentas a la sociedad.

Comité de Ética y Prevención de Conflictos de Interés

▪ Se realizó una capacitación masiva mediante cursos de Código de Ética de las personas servidoras públicas del Gobierno Federal, Código de conducta del CENACE, Valores, principios y reglas de integridad, ¿Cómo servir a México? e Identificación y Prevención de Conflictos de Interés, como a continuación se detalla:

▪ Contando con una participación de un poco más de 940 personas servidoras públicas del CENACE, lo que representa cerca del 77% del personal de este Organismo Público Descentralizado, contemplando el Corporativo, Centro Nacional de Control, Centro Nacional

Nombre del curso

Código de Ética de las personas servidoras públicas del Gobierno Federal

Identificación y Prevención de Conflictos de Interés

Ética Pública (impartido en la plataforma virtual del CEVINAI)

Valores, principios y reglas de integridad ¿Cómo servir a México? (impartido por la SFP)

Código de Conducta del CENACE

Identificación y Prevención de Conflictos de Interés (impartido por la SFP)

Valores, principios y reglas de integridad ¿Cómo servir a México? (impartido por Videoconferencia)

Identificación y Prevención de Conflictos de Interés (impartido por Videoconferencia)



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de Control Alterno y las Gerencias de Control Regional, incluyendo al personal directivo y a las personas servidoras públicas del CENACE que fungen como instructores internos.

▪ Del 4 de noviembre al 29 de noviembre de 2019, se aplicó al personal del CENACE el “Cuestionario de percepción sobre el cumplimiento del Código de Ética de las personas servidoras públicas del Gobierno Federal 2019”, a continuación, se detallan los resultados obtenidos por el CENACE, mismos que en promedio fueron más altos que los obtenidos por la APF y el sector energético:

▪ El CEPCI del CENACE obtuvo la escala más alta con un total de 100 puntos en la Evaluación del Cumplimiento 2019 que proporciona la Unidad de Ética, Integridad Pública y Prevención de Conflictos de Intereses (UEIPPCI) de la Secretaría de la Función Pública (SFP), conforme a lo siguiente:



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Programa Institucional

• La Secretaría de Hacienda y Crédito Público, emitió los “Criterios para elaborar, dictaminar, aprobar y dar seguimiento a los programas derivados del Plan Nacional de Desarrollo 2019–2024”, así como su guía respectiva, documentos que contienen los aspectos metodológicos que las Dependencias y Entidades de la Administración Pública Federal deberán observar para la elaboración de los programas que, de acuerdo con sus competencias, les corresponda diseñar.

• La referida normativa establece que la aprobación y la publicación de los programas

institucionales, deberá realizarse dentro del plazo de tres meses a partir de la publicación en el DOF del programa sectorial de la dependencia correspondiente, por lo que, el CENACE emitirá su programa institucional dentro de los tres meses siguientes a la publicación del Programa Sectorial de Energía.



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• Sin embargo, es importante señalar que personal del CENACE participó en el mes de

agosto en los siguientes talleres convocados por la Secretaria de Hacienda y Crédito Público, con la finalidad de ir diseñando el programa correspondiente:

• Aspectos normativos, metodológicos generales, e incorporación de enfoques transversales para el combate a las desigualdades entre personas y territorios. 20 de agosto

• Desarrollo de casos prácticos: Programas con enfoques de pensamiento sistémico y enfoques transversales. 21 de agosto.

De igual forma la Dirección de Estrategia y Normalización, integró los proyectos estratégicos a

realizarse en el año 2020 con la finalidad de incorporarlos al Programa Estratégico anual, el cual

fue autorizado por el Consejo de Administración el pasado 27 de noviembre de 2019 en la Sesión

31 Ordinaria con el acuerdo CA-043/2019-31.

Administración de Riesgos

Como parte de las mejoras realizadas al cierre de 2019 a la Administración de Riesgos del CENACE, se concluyó una acción encaminada a sentar las bases necesarias para el establecimiento del proceso de Gestión de Continuidad del Negocio, que responde con planes documentados ante un evento disruptivo, con el fin de continuar con la operación más crítica de la organización predefinida como aceptable, así como a minimizar el impacto sobre los bienes materiales e inmateriales de la organización.

En este sentido, el CENACE renueva su metodología para la administración de los riesgos, teniendo un análisis inicial de sus procesos, estructura de riesgos y gestión de la organización, desde un punto de vista estratégico para poder planear y ejecutar pruebas futuras a los Planes de Continuidad y Recuperación, ya que de ello dependen los ciclos de prevención y mejora continua, que inciden directamente en los objetivos y logros de la institución.



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Anexo 1

Estructura Orgánica CENACE

Dirección General del Centro Nacional

de Control de Energía

J21

ESTRUCTURA ORGÁNICA BÁSICADirección de Administración y Finanzas

Subdirección de AdministraciónJefatura de Unidad de Recursos Humanos

XXXXXX XXXXXX XXXX XXXXXXXXX

XXXXXXXX

DENOMINACIÓN DEL PUESTO

UNIDAD ADMINSTRATIVA

GRUPO, GRADO Y

NIVEL

TOM CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGÍA

(Conforme al Estatuto Orgánico publicado en el DOF el 20 de abril de 2018)

Dirección de Tecnologías

de la Información y

Comunicaciones

K31

Dirección de Estrategia

y Normalización

K31

Dirección Jurídica

K31

Dirección de Operación y

Planeación del Sistema

K31

Dirección de

Administración y Finanzas

Dirección de Administración

del Mercado Eléctrico

Mayorista

K21

Órgano Interno de

Control

Consejo de Administración

Subdirección de

Operación

Subdirección de

Planeación

Subdirección de Servicios

de Ingeniería de la

Operación

Subdirección de

Administración

Subdirección de

Finanzas

Subdirección de Operación del Mercado

Eléctrico Mayorista

Subdirección d e Contratos

y Ope racion es

Come rciales del Mercado

Eléctr ico Mayorista

Subdirección de Diseño

del Mercado Eléctrico

Mayorista

Subdirección de Infraestructura de Tecnologías de la

Información y Comunicaciones

Subdirección de Aplicaciones de

Tecnologías de la Información y

Comunicaciones

Subdirección de Operación

de Tecnologías de la

Información y

Comunicaciones

Subdirección de

Estrategia y

Normalización

Subdirección Jurídica

Ejecutiva

TOM

TOM2 TOM3 TOM4 TOM5 TOM7TOM6 TOM8

K11K11

K11

K11TOM9

TOM13

TOM14 TOM17

K11

K11

K11TOM10

TOM12

TOM15 K11TOM18

K11TOM11 K11TOM16 K11TOM19

Jefatura de Unidad de

Transparencia


Vinculación Institucional

CF32127


Comunicación Social

CF32127 CF32127

UA

Pendiente de Creación

K31 K31

TOM TOM TOM

GGN K11TOM20



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ANEXO 2

POR LEY DE ADQUISICIONES, ARRENDAMIENTOS Y SERVICIOS DEL SECTOR PÚBLICO

CONTRATACIONES EFECTUADAS DURANTE 2019 NÚMERO DE

ACCIONES MONTO EN PESOS MN

POR LICITACIÓN PÚBLICA 7 83,768,276.10

POR ARTÍCULO 1 2 740,535.00

POR ARTÍCULO 41 20 315,887,508.58

FRACCIÓN I No existan bienes o servicios alternativos o sustitutos

técnicamente razonables, o bien, que en el mercado sólo existe un posible oferente, o se trate de una

persona que posee la titularidad o el licenciamiento exclusivo de patentes, derechos de autor, u otros

derechos exclusivos, o por tratarse de obras de arte

Reglamento, Artículo 72, Fracción II: … Se entenderá que cuentan con derechos exclusivos los testigos

sociales, así como los auditores externos que designe la Secretaría de la Función Pública en ejercicio de sus

atribuciones

3 235,639,047.57

FRACCIÓN II 2 2,346,629.00

FRACCIÓN III 0 0.00

FRACCIÓN IV

Se realicen con fines exclusivamente militares o para la armada, o su contratación mediante licitación pública

ponga en riesgo la seguridad nacional o la seguridad

pública, en los términos de las leyes de la materia. No quedan comprendidos en los supuestos a que se

refiere esta fracción los requerimientos administrativos que tengan los sujetos de esta Ley

2 58,861,906.17

FRACCIÓN V 0 0.00

FRACCIÓN VI 0 0.00

FRACCIÓN VII 0 0.00

FRACCIÓN VIII 0 0.00

FRACCIÓN IX 0 0.00

FRACCIÓN X 0 0.00

FRACCIÓN XI 0 0.00

FRACCIÓN XII 0 0.00

FRACCIÓN XIII 0 0.00

FRACCIÓN XIV 0 0.00

FRACCIÓN XV 0 0.00



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POR LEY DE ADQUISICIONES, ARRENDAMIENTOS Y SERVICIOS DEL SECTOR PÚBLICO


ACCIONES MONTO EN PESOS MN

FRACCIÓN XVI 0 0.00

FRACCIÓN XVII 0 0.00

FRACCIÓN XVIII 0 0.00

FRACCIÓN XIX 0 0.00

FRACCIÓN XX 13 19,039,925.84

POR ARTÍCULO 42 160 21,402,010.40

PRESUPUESTO DE ADQUISICIONES PARA EFECTOS DE

CÓMPUTO DEL 70-30 DEL ARTÍCULO 42, 4º PÁRRAFO 189 421,798,330.08

% ARTÍCULO 42 RESPECTO AL PRESUPUESTO 160 5.07 %

POR LEY DE OBRAS PÚBLICAS Y SERVICIOS RELACIONADOS CON LAS MISMAS


ACCIONES

MONTO EN PESOS

MN

POR LICITACIÓN PÚBLICA 0 0.00

POR ARTÍCULO 1 0 0.00

POR ARTÍCULO 42 0 0.00 FRACCIÓN I 0 0.00

FRACCIÓN II 0 0.00

FRACCIÓN III 0 0.00

FRACCIÓN IV 0 0.00

FRACCIÓN V 0 0.00

FRACCIÓN VI 0 0.00

FRACCIÓN VII 0 0.00

FRACCIÓN VIII 0 0.00

FRACCIÓN IX 0 0.00

FRACCIÓN X 0 0.00

FRACCIÓN XI 0 0.00

FRACCIÓN XII 0 0.00

FRACCIÓN XIII 0 0.00

FRACCIÓN XIV 0 0.00



PRESUPUESTO DE OBRAS PARA EFECTOS DE CÓMPUTO DEL

70-30 0.00

% ARTÍCULO 43 RESPECTO AL PRESUPUESTO 0%



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Anexo 3

Empresas que solicitaron Servicio de Transmisión de enero a diciembre de 2019

No. Razón Social Fuente de

energía Fecha de recepción

Estado de la solicitud

1 Don Diego Solar, S.A.P.I. de C.V. Renovable 08-ene-19 Concluido

2 EURUS, S.A.P.I. de C.V. Renovable 15-ene-19 Concluido

3 La Bufa Wind, S.A.P.I. de C.V. Renovable 16-ene-19 Concluido

4 Abent 3T, S.A.P.I. de C.V. Renovable 21-ene-19 Concluido

5 Energía de Pachuca, S.A.P.I. de C.V. Renovable 25-ene-19 Concluido

6 Iberdrola Energía Monterrey, S.A. de C.V. Convencional 25-ene-19 Concluido

7 Sky EPS Supply, S.A. de C.V. Renovable 28-ene-19 Concluido

8 Iberdrola Cogeneración Ramos, S.A. de C.V. Renovable 07-feb-19 Concluido

9 Iberdrola Energía Monterrey, S.A. de C.V., Central Dulces Nombres II Convencional 07-feb-19 Concluido

10 PIER IV, S.A. de C.V. Renovable 07-feb-19 Concluido

11 Parque Industrial de Energía Renovable, S.A. de C.V. Renovable 07-feb-19 Concluido

12 Juárez Renovables, S.A.P.I. de C.V. Renovable 08-feb-19 Concluido

13 El Rollo Solar, S.A.P.I. de C.V. Renovable 08-feb-19 Concluido

14 Iberdrola Energía La Laguna, S.A. de C.V. Convencional 11-feb-19 Concluido

15 Iberdrola Cogeneración Altamira, S.A. de C.V. Convencional 11-feb-19 Concluido

16 Energía Limpia de Amistad, S. de R.L. de C.V. Renovable 11-feb-19 Concluido

17 Sky EPS Supply SM, S.A. de C.V. Renovable 15-feb-19 Concluido

18 Vimexico, S.A. de C.V. Convencional 15-feb-19 Concluido

19 Hidrorizaba II, S.A. de C.V. Renovable 15-feb-19 Concluido

20 Ventika, S.A.P.I. de C.V. Renovable 15-feb-19 Concluido

21 Parques Ecológicos de México, S.A. de C.V. Renovable 14-feb-19 Concluido

22 Eólica Dos Arbolitos, S.A.P.I. de C.V. Renovable 14-feb-19 Concluido

23 Cogeneración de Energía Limpia de Cosoleacaque, S.A. de C.V. Renovable 19-feb-19 Concluido

24 Pier II Quecholac Felípe Ángeles, S.A. de C.V. Renovable 19-feb-19 Concluido

25 Iberdrola Energía del Golfo, S.A. de C.V. Convencional 19-feb-19 Concluido

26 Igsapak Cogeneración, S.A.P.I. de C.V. Renovable 20-feb-19 Concluido

27 Vientos del Altiplano, S. de R.L. de C.V. Renovable 21-feb-19 Concluido

28 Iberdrola Energía Monterrey, S.A. de C.V., Central Dulces Nombres II Convencional 21-feb-19 Concluido

29 Iberdrola Energía Altamira, S.A. de C.V. Convencional 21-feb-19 Concluido



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30 Iberdrola Cogeneración Bajío, S.A. de C.V. Renovable 21-feb-19 Concluido

31 Iberdrola Energía Tamazunchale, S.A. de C.V. Renovable 25-feb-19 Concluido

32 Cogeneración de Altamira, S.A. de C.V. Renovable 27-feb-19 Concluido

33 Munisol, S.A.P.I. de C.V. Renovable 27-feb-19 Concluido

34 Especialidades Médicas Kenmex, S.A. de C.V. Convencional 28-feb-19 Concluido

35 Desarrollos Solares Delicias, S.A.P.I. de C.V. Fase I Renovable 27-feb-19 Concluido

36 Desarrollos Solares Delicias, S.A.P.I. de C.V. Central Fase II Renovable 27-feb-19 Concluido

37 Desarrollos Solares Delicias, S.A.P.I. de C.V. Central Fase III Renovable 27-feb-19 Concluido

38 Nellcor Puritan Bennett México, S.A. de C.V. Convencional 08-mar-19 Concluido

39 Energía Azteca X, S.A. de C.V. Convencional 14-mar-19 Concluido

40 Cogeneración de Altamira, S.A. de C.V. Renovable 15-mar-19 Concluido

41 Eólica del Golfo 1, S.A.P.I. de C.V. Renovable 22-mar-19 Concluido

42 Fuerza y Energía de Tuxpan, S.A. de C.V. Convencional 22-mar-19 Concluido

43 Iberdrola Renovables del Bajío, S.A. de C.V. Renovable 03-abr-19 Concluido

44 Vientos del Altiplano, S. de R.L. de C.V. Renovable 15-abr-19 Concluido

45 Hidroeléctrica Arco Iris, S.A. de C.V. Renovable 16-abr-19 Concluido

46 Abent 3T, S.A.P.I. de C.V. Renovable 16-abr-19 Concluido

47 Energía Limpia de Amistad, S. de R.L. de C.V. Renovable 29-abr-19 Concluido

48 Sky EPS Supply SM, S.A. de C.V. Renovable 29-abr-19 Concluido

49 Transformadora de Energía Eléctrica de Juárez, S.A. de C.V. Renovable 02-may-19 Concluido

50 Cogeneración de Altamira, S.A. de C.V. Renovable 02-may-19 Concluido

51 Energía Infra, S.A.P.I. de C.V. Renovable 06-may-19 Concluido

52 Hidroelectricidad del Pacífico, S. de R.L. de C.V. Renovable 07-may-19 Concluido

53 Energía Azteca VIII, S. de R.L. de C.V. Convencional 23-may-19 Concluido

54 Akin Solar, S.A. de C.V. Renovable 24-may-19 Concluido

55 Abent 3T, S.A.P.I. de C.V. Renovable 03-jun-19 Concluido

56 Salsipuedes Solar, S.A. de C.V. Renovable 04-jun-19 Concluido

57 Cogeneración de Altamira, S.A. de C.V. Renovable 05-jun-19 Concluido

58 Igsapak Cogeneración, S.A.P.I. de C.V. Renovable 05-jun-19 Concluido

59 Iberdrola Cogeneración Altamira, S.A. de C.V. Renovable 10-jun-19 Concluido

60 Enertek, S.A. de C.V. Convencional 03-jun-19 Concluido

61 Energía Azteca VIII, S. de R.L. de C.V. Convencional 06-jun-19 Concluido

62 Parques Ecológicos de México, S.A. de C.V. Renovable 13-jun-19 Concluido

63 Eólica Zopiloapan, S.A.P.I. de C.V. Renovable 14-jun-19 Concluido

64 Cogeneración de Energía Limpia de Cosoleacaque, S.A. de C.V. Renovable 20-jun-19 Concluido



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65 Energía Limpia de Amistad, S. de R.L. de C.V. Renovable 28-jun-19 Concluido

66 Energía Limpia de Amistad, S. de R.L. de C.V. Renovable 06-jul-19 Concluido

67 Eólica Dos Arbolitos, S.A.P.I. de C.V. Renovable 05-jul-19 Concluido

68 Parque Industrial de Energía Renovable, S.A. de C.V. Renovable 05-jul-19 Concluido

69 EURUS, S.A.P.I. de C.V. Renovable 11-jul-19 Concluido

70 Don Diego Solar, S.A.P.I. de C.V. Renovable 12-jul-19 Concluido

71 Juárez Renovables, S.A.P.I. de C.V. Renovable 12-jul-19 Concluido

72 El Rollo Solar, S.A.P.I. de C.V. Renovable 12-jul-19 Concluido

73 Desarrollos Solares Delicias, S.A.P.I. de C.V., Fase I Renovable 17-jul-19 Concluido

74 Desarrollos Solares Delicias, S.A.P.I. de C.V., Fase II Renovable 17-jul-19 Concluido

75 Desarrollos Solares Delicias, S.A.P.I. de C.V., Fase III Renovable 17-jul-19 Concluido

76 CE G. Sanborns Tezontle, S.A. de C.V. Renovable 19-jul-19 Concluido

77 Bioenergía de Nuevo León, S.A. de C.V. Renovable 29-jul-19 Concluido

78 Termoeléctrica del Golfo, S. de R.L. de C.V. Convencional 29-jul-19 Concluido

79 Enertek, S.A. de C.V. Convencional 30-jul-19 Concluido

80 Abent 3T, S.A.P.I. de C.V. Renovable 30-jul-19 Concluido

81 Eólica los Altos, S.A.P.I. de C.V. Renovable 29-jul-19 Concluido

82 Fuerza y Energía de Tuxpan, S.A. de C.V. Convencional 08-ago-19 Concluido

83 Transformadora de Energía Eléctrica de Juárez, S.A. de C.V. Renovable 12-ago-19 Concluido

84 Eólica de Arriaga, S.A.P.I. de C.V. Renovable 15-ago-19 Concluido

85 Geotérmica para el Desarrollo, S.A.P.I. de C.V. Renovable 20-ago-19 Concluido

86 Cogeneración de Energía Limpia de Cosoleacaque, S.A. de C.V. Renovable 26-ago-19 Concluido

87 Cogeneración de Altamira, S.A. de C.V. Renovable 02-sep-19 Concluido

88 Ventika, S.A.P.I. de C.V. Renovable 04-sep-19 Concluido

89 Energía Infra, S.A.P.I. de C.V. Renovable 20-sep-19 Concluido

90 Energía Verde Meyer, S.A. de C.V. Renovable 26-sep-19 Concluido

91 Ecopur, S.A. de C.V. Renovable 02-oct-19 Concluido

92 Fuerza y Energía Bii Hioxo, S.A. de C.V. Renovable 02-oct-19 Concluido

93 Hidroeléctrica Arco Iris, S.A. de C.V. Renovable 07-oct-19 Concluido

94 Central LFGE León, S. de R.L. de C.V. Renovable 17-oct-19 Concluido

95 Munisol, S.A.P.I. de C.V. Renovable 06-nov-19 Concluido

96 Iberdrola Renovables del Bajío, S.A. de C.V. Renovable 06-nov-19 Concluido

97 PIER IV, S.A. de C.V. Renovable 06-nov-19 Concluido

98 Parque Industrial de Energía Renovable, S.A. de C.V. Renovable 06-nov-19 Concluido

99 Eólica del Golfo 1, S.A.P.I. de C.V. Renovable 19-nov-19 En proceso



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100 Iberdrola Energía Monterrey, S.A. de C.V., Central Dulces Nombres II Convencional 21-nov-19 En proceso


102 La Bufa Wind, S.A.P.I. de C.V. Renovable 29-nov-19 Concluido

103 CE G Sanborns 2, S.A. de C.V. Convencional 15-nov-19 En proceso

104 CE G. Sanborns Satélite, S.A. de C.V. Convencional 15-nov-19 En proceso

105 Iberdrola Energía Monterrey, S.A. de C.V. Convencional 21-nov-19 En proceso

106 Iberdrola Energía La Laguna, S.A. de C.V. Convencional 21-nov-19 En proceso

107 Eólica Dos Arbolitos, S.A.P.I. de C.V. Renovable 21-nov-19 Concluido


109 Iberdrola Energía Altamira, S.A. de C.V. Convencional 21-nov-19 En proceso

110 Iberdrola Energía Tamazunchale, S.A. de C.V. Convencional 21-nov-19 En proceso

111 Iberdrola Energía del Golfo, S.A. de C.V. Convencional 21-nov-19 En proceso

112 Salsipuedes Solar, S.A. de C.V. Renovable 06-dic-19 Concluido

113 Fuerza Eólica del Istmo, S.A. de C.V. Renovable 10-dic-19 Concluido

114 Sol de Sonora, S. de R.L. de C.V. Renovable 13-dic-19 En proceso

115 Eólica de Coahuila, S.A. de C.V. Renovable 17-dic-19 En proceso

116 Tampico Renewable Energy, S.A.P.I. de C.V. Renovable 19-dic-19 En proceso

117 Cogeneración de Altamira, S.A. de C.V. Renovable 19-dic-19 En proceso

118 Termoeléctrica Peñoles, S. de R.L. de C.V. Convencional 18-dic-19 En proceso

Informe de Autoevaluación de la Gestión

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