ACUERDO por medio del cual la Comisión Reguladora de Energía aclara la forma de aplicar lo establecido en el Resolutivo Segundo de la Resolución RES/143/2017 por la que se actualizó la metodología para la determinación del Costo Total de Corto Plazo (CTCP).
Al margen un sello con el Escudo Nacional, que dice: Estados Unidos Mexicanos.- Comisión Reguladora de Energía.
ACUERDO Núm. A/050/2017
ACUERDO POR MEDIO DEL
CUAL LA COMISIÓN REGULADORA DE ENERGÍA ACLARA LA FORMA DE APLICAR LO
ESTABLECIDO EN EL RESOLUTIVO SEGUNDO DE LA RESOLUCIÓN RES/143/2017 POR LA QUE
SE ACTUALIZÓ LA METODOLOGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DEL COSTO TOTAL DE CORTO
PLAZO (CTCP)
RESULTANDO
PRIMERO. Que
el 24 de septiembre de 2002, se publicó en el Diario Oficial de la Federación
(DOF) la Resolución RES/156/2002, por la que se aprobó la metodología para la
determinación del Costo Total de Corto Plazo (CTCP), la cual se utilizaba para
el pago de la energía eléctrica que entregan los permisionarios a la Comisión Federal
de Electricidad (CFE).
SEGUNDO. Que
el 11 de agosto de 2014, se publicaron en el DOF la Ley de los Órganos
Reguladores Coordinados en Materia Energética (LORCME) y la Ley de la Industria
Eléctrica (LIE) y el 31 de octubre de 2014 se publicó el Reglamento de la Ley
de la Industria Eléctrica (Reglamento).
TERCERO. Que
el 8 de septiembre de 2015, la Secretaría de Energía (Secretaría) publicó en el
DOF las Bases del Mercado Eléctrico.
CUARTO. Que
el 31 de diciembre de 2015, la Secretaría publicó en el DOF el Aviso a los
interesados en participar en el Mercado Eléctrico Mayorista, en el cual se dio
a conocer el calendario para la entrada
en operación del Mercado de Energía de Corto Plazo.
QUINTO. Que
el 28 de enero de 2016, la Secretaría publicó en el DOF la Resolución que
autoriza el inicio de operaciones del Mercado de Energía de Corto Plazo en los
Sistemas Interconectados Baja California (BCA), Nacional (SIN) y Baja
California Sur (BCS), actualiza el calendario que deberá observar el Centro
Nacional de Control de Energía (CENACE) para el inicio de pruebas y operaciones
del Mercado de Energía de Corto Plazo y establece disposiciones transitorias
para su entrada en vigor.
SEXTO. Que
el 11 de febrero de 2016, la Secretaría publicó en el DOF la Resolución que
actualiza el calendario que deberá observar el CENACE para el inicio de
operaciones del Mercado de Energía de Corto Plazo en el Sistema Interconectado
de Baja California Sur.
SÉPTIMO. Que
el 17 de junio de 2016, la Secretaría publicó en el DOF el Acuerdo por el que
se emite el Manual de Mercado de Energía de Corto Plazo.
OCTAVO. Que
el 5 de enero de 2017, la Secretaría publicó en el DOF la Resolución que
autoriza modificaciones adicionales a las fechas que deberá observar el CENACE
para diversas disposiciones operativas que regulan el Mercado Eléctrico
Mayorista (MEM).
NOVENO. Que
el 2 de marzo de 2017, la Comisión Reguladora de Energía (Comisión) publicó en
el DOF la Resolución RES/143/2017, mediante la que actualizó la metodología
para la determinación del CTCP aprobada en la resolución RES/156/2002, en lo
relativo al modelo matemático utilizado para su cálculo, a efecto de que los
valores del CTCP sean los Precios Marginales Locales (PML) resultantes de los
modelos
del MEM.
DÉCIMO. Que
con fechas 13 de julio de 2017 y 4 de agosto de 2017 se recibieron en la
Comisión distintos escritos por parte de Asociaciones Civiles enfocadas en la
participación y protección de los intereses de los generadores de energía
eléctrica, así como de distintos titulares de permisos de pequeña producción de
energía eléctrica, en los que
solicitan la aclaración por parte de la Comisión del Resolutivo Segundo de la
Resolución RES/143/2017.
CONSIDERANDO
Primero. Que, en términos de lo dispuesto en el
Transitorio Décimo, párrafo primero de la LIE, los permisos otorgados bajo la
vigencia de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) serán
respetados en sus términos, es decir, conservarán su vigencia y los titulares
podrán desempeñar sus actividades en términos de lo dispuesto en la LSPEE.
Segundo. Que el Transitorio Décimo Segundo, párrafo
sexto de la LIE, establece entre otras cosas que: i) la Secretaría determinará
los derechos y obligaciones derivados de los Contratos de Interconexión Legados
(CIL) que se asumirán por la CFE y el CENACE, y ii) la Comisión actualizará las
metodologías de cálculo correspondientes a fin de respetar los términos de los
CIL.
Tercero. Que mediante la Resolución RES/143/2017, la
Comisión resolvió actualizar la metodología empleada para el cálculo de los
valores del CTCP, a efecto de que tales valores sean los PML resultantes de los
modelos del MEM. Lo anterior, debido a las diversas ventajas que representaba
el utilizar los modelos establecidos para calcular los PML en el MEM respecto
de la metodología utilizada para la determinación
del CTCP.
Cuarto. Que en la determinación de la actualización
de la metodología se consideró que la aplicación de los modelos que determinan
los PML, resulta más funcional y factible para el MEM, aunado a que tales
precios son consistentes con el precio al cual se puede comprar energía de
oportunidad disponible en el corto plazo de cualquier productor, y por lo
tanto, son consistentes con la mejor referencia de precios para compra de
excedentes de energía no contratados en términos del régimen legado.
Quinto. Que, en la Resolución del 5 de enero de 2017,
la Secretaría permitió en forma transitoria que para la liquidación del Mercado
de Tiempo Real (MTR) se utilicen precios determinados mediante simulaciones
ex–post que consideran la demanda y disponibilidad de generación observadas en
tiempo real. En consecuencia, a partir del 27 de enero 2017, el CENACE publica
precios utilizados para las liquidaciones del MTR determinados aplicando dicha
metodología.
Sexto. Que el Resolutivo Segundo de la Resolución
RES/143/2017 establece que cuando los resultados del modelo de Despacho
Económico con Restricciones de Seguridad Multi-Intervalo no estén disponibles,
deberán utilizarse los Precios Marginales Locales obtenidos en el Mercado de
Día en Adelanto, utilizando el Modelo de Asignación de Unidades del Mercado de Día
en Adelanto, de acuerdo con lo descrito en el Manual de Mercado de Energía de
Corto Plazo, para calcular el pago que se hará a los permisionarios a que hace
referencia el Transitorio Décimo, párrafo primero de la LIE.
Séptimo. Que resulta necesario garantizar que la
energía generada como excedente en términos del régimen legado y que los
permisionarios entregan al sistema, así como aquella que es vendida a la CFE a
través de la modalidad de pequeña producción, sea pagada bajo las mismas
condiciones utilizadas para liquidar la energía a los Participantes del Mercado
en el MTR, a efecto de evitar un trato diferenciado del mismo producto dentro
de un mismo mercado.
Octavo. Que el inciso (b) de la Base 10.8.3 de las
Bases del Mercado Eléctrico establece que el Generador de Intermediación
calculará el costo o ingreso neto que resulte del cumplimiento de los términos
de los Contratos de Interconexión Legados, así como el costo e ingreso que
resulte de las Centrales Eléctricas
y los Centros de Carga en el Mercado Eléctrico Mayorista; asimismo, establece
que el Generador de Intermediación reportará al CENACE el resultado neto de las
operaciones para que este último reembolse o cobre al Generador de
Intermediación por este resultado.
Noveno. Que en ejercicio de la facultad referida en
el Transitorio Décimo Segundo, párrafo sexto de la LIE, la Comisión determina
aclarar la aplicación de lo establecido en el Resolutivo Segundo de la
Resolución RES/143/2017 respecto de qué precios deberán utilizarse para el pago
de los permisionarios a que hace referencia el Transitorio Décimo, párrafo
primero de la LIE, tomando en cuenta las disposiciones transitorias
establecidas en el inciso (n) del apartado de Mercado de Energía de Corto Plazo
de la resolución del 5 de enero de 2017.
Por lo expuesto, y con fundamento en
los artículos 2, fracción III, y 43 Ter de la Ley Orgánica de la Administración
Pública Federal; 1, 2, fracción II, 3, 4, 22, fracciones I, III, X, XXIV, XXVI,
inciso a), y XXVII, 41, fracción III y 42 de la Ley de los Órganos Reguladores
Coordinados en Materia Energética; Transitorios Décimo, párrafo primero, Décimo
Segundo, párrafo sexto, de la Ley de la Industria Eléctrica; 2, 4, 13, 16,
fracciones VII, IX, y X, 57, fracción I y 69 H, de la Ley Federal de
Procedimiento Administrativo, y 1, 4, 7, fracción I, 12, 16, 18, fracciones I, V y XXVIII, del Reglamento Interno de la Comisión
Reguladora de Energía, esta Comisión:
ACUERDA
Primero. Aclarar que los precios disponibles
publicados por el CENACE como Precios Marginales Locales del Mercado de Tiempo
Real, deben ser utilizados para el pago de excedentes de energía no
contratados, así como para el pago a los titulares de permisos de pequeña
producción que tengan un contrato de compraventa de energía eléctrica celebrado
con la Comisión Federal de Electricidad, en términos del régimen legado de los
permisionarios a los que hace referencia el Transitorio Décimo de la Ley de la
Industria Eléctrica, ya sean calculados mediante simulaciones ex–post que
consideren la demanda y disponibilidad de generación observadas en tiempo real
para la liquidación, o a través de la metodología que la sustituya.
Segundo. El Generador de Intermediación deberá
realizar los ajustes necesarios a los estados de cuenta y a las liquidaciones
correspondientes que se han expedido y realizado desde la fecha en la que entró
en vigor la publicación por parte de la Comisión Reguladora de Energía de la
Resolución RES/143/2017 en el Diario Oficial de la Federación hasta la fecha de
entrada en vigor del presente, con el fin de atender lo establecido en el punto
de Acuerdo Primero.
Tercero. El producto de los ajustes a las
liquidaciones derivadas de aplicar lo establecido en el Acuerdo Segundo serán
considerados por el Generador de Intermediación al efectuar el cálculo del
costo o ingreso neto a que se refiere el inciso (b) de la Base 10.8.3 de las
Bases del Mercado Eléctrico. El Generador de Intermediación reportará al CENACE
el resultado neto de las operaciones para que el CENACE le reembolse o cobre
por este resultado.
Cuarto. El presente acuerdo precisa y sustituye al
Acuerdo A/044/2017, aprobado por el Órgano de Gobierno de la Comisión
Reguladora de Energía el 29 de septiembre de 2017.
Quinto. El presente acto administrativo sólo podrá
impugnarse a través del juicio de amparo indirecto, conforme a lo dispuesto por
el artículo 27 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en
Materia Energética.
Sexto. Publíquese el presente Acuerdo en el Diario
Oficial de la Federación, el cual entrará en vigor al día siguiente de su
publicación.
SÉPTIMO.
Inscríbase el presente Acuerdo bajo el número A/050/2017, en el registro a que se refieren los artículos 22,
fracción XXVI, incisos a) y e), y 25, fracción X, de la Ley de los Órganos
Reguladores Coordinados en Materia Energética, y 16 del Reglamento Interno de la
Comisión Reguladora de Energía.
Ciudad de
México, a 27 de octubre de 2017.- El Presidente, Guillermo Ignacio García Alcocer.-
Rúbrica.- Los Comisionados: Marcelino
Madrigal Martínez, Luis Guillermo
Pineda Bernal, Cecilia Montserrat
Ramiro Ximénez, Jesús Serrano Landeros, Guillermo Zúñiga Martínez.- Rúbricas.