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Informe Anual del CENACE 2015

Informe de Anual del CENACE 2015 3

ÍNDICEÍndice

I. Situación Operativa y Financiera 7 1. Situación Operativa. 8 1.1 Estructura Orgánica 8 1.2 Personal al 31 de diciembre de 2015 9 1.3 Situación de la Transferencia de Recursos de la CFE al CENACE 10 1.4 Aseguramiento 10 1.5 Tecnologías de Información y Comunicaciones 11 1.6 Control del Sistema Eléctrico Nacional, en función de la demanda de energía, del margen de reserva operativo, por cada una de las Áreas de Control Regional 13 1.7 Congestiones en enlaces Relevantes, indicando la causa de las mismas 14 1.7.1 Congestión en los bancos de transformación La Higuera 14 1.7.2 Congestión enlaces Hermosillo-Guaymas y Guaymas-Obregón 14 1.7.3 Congestión enlace Altamira-Tamos 15 1.7.4 Congestión enlaces Malpaso-Tabasco y Hacia la Península de Yucatán 15 1.8 Avances en relación al diseño e implantación del Mercado Eléctrico Mayorista 16 1.8.1 Mercado de Día en Adelanto (MDA) y Asignación de Unidades por Confiabilidad (AUGC) 16 1.8.2 Mercado de Tiempo Real 17 1.8.3 Cálculo de liquidaciones y mediciones fiscales 17 1.8.4 Registro de participantes 17 1.8.5 Información de Mercado 17 1.8.6 Sistema Maestro del MEM 17 1.8.7 Metodología de cobro del CENACE 18 1.8.8 Convenios con Transportista y Distribuidor y contratos con Participantes del Mercado 18 1.8.9 Capacitación a personal del CENACE 18 1.8.10 Pruebas internas y capacitación a participantes de la industria 18 1.9 Comités establecidos, integración, número de reuniones y funcionamiento 19 1.9.1 Comité de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios 19 1.9.2 Comité de Control y Desempeño Institucional (COCODI) 20 1.9.3 Comité de Información 21 1.9.4 Comité de Ética 21 1.9.5 Comisiones y Comités sindicales 22 2. Situación Financiera 23 2.1 Estados financieros 23 2.1.1 Estado de situación financiera al 31 de diciembre de 2015 y 2014 23 2.1.2 Estado de resultados por los periodos 1 de enero al 31 de diciembre de 2015 y 2014 24 3. Observaciones de Instancias Fiscalizadoras 25 3.1 Auditoría Superior de la Federación (ASF) 25 3.2 Órgano Interno de Control (OIC) 25 3.3 Auditor Externo 25


II. Sistema de Evaluación del Desempeño (SED) 26

IV. Cumplimiento de la Normatividad y Políticas Generales, Sectoriales e Institucionales 35 1. Plan Nacional de Desarrollo 2013-2018 35 1.1 Mercado Eléctrico Mayorista, 2015 38 2. Programa Sectorial de Energía 2013-2018 39 3. Programa para un Gobierno Cercano y Moderno 2013-2018 41 4. Ley de la Industria Eléctrica y su Reglamento 43 5. Decreto de creación del Centro Nacional de Control de Energía 50 6. Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública Gubernamental 52 7. Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público 53 8. Medidas de austeridad, racionalidad, disciplina y control del ejercicio presupuestario 56 9. Ley General de Contabilidad Gubernamental 57

V. Situación que guardan los Fideicomisos Públicos no Paraestatales 58

III. Integración de Programas y Presupuestos 28 1. Avances relacionados con la planeación de la expansión de la Red Eléctrica 29 2. Integración de programas 32 3. Eficiencia en la captación de los ingresos 32 4. Efectividad en el ejercicio presupuestal 33

VI. Litigios en proceso 60

Índice


VII. Logros, Hechos, Problemática y Perspectivas Relevantes de la Gestión 62 1. Optimización de uso de energía hidráulica 63 2. Costos totales de corto plazo promedio incurridos 2014 Vs dic 2015 64 3. Generación anual de energía limpia por tipo de tecnología 65 4. Generación total por tecnología en GWh 66 5. Acceso a la Red Nacional de Transmisión y Redes de Generación Distribuida 67 6. Evolución del Consumo de energía eléctrica 2015 68 7. Entrada en operación de Red de Transmisión al Sistema Eléctrico de Potencia 69 8. Hechos y Acciones relevantes del CENACE, periodo 2015 70 9. Problemática 73 9.1 Suministro de gas 73 9.2 Planeación del SEN/ suministro de energía de Baja California Sur (BCS) 73 9.3 Perspectivas de la Industria Eléctrica 74

VIII. Otros temas 75 1. Capacitación 76 2. Honorarios 76

Índice

IX. Anexo 77 1 Contrataciones efectuadas 2015 78 1.1 Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios de Sector Público 78 1.2 Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las mismas 79


De conformidad el marco jurídico aplicable al Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) se debe elaborar un Informe Anual.

Atento a lo anterior, el Ing. Eduardo Meraz Ateca, Director General del CENACE, publica el Informe Anual del CENACE 2015

Presentación

I. SITUACIÓN OPERATIVA Y FINANCIERA


El CENACE y el SUTERM acordaron someterse a la determinación que al respecto emitiera un árbitro designado de común acuerdo, con base en el mandato expreso que establece la Ley de la Industria Eléctrica (LIE), la Ley Federal del Trabajo, y el Decreto por el que se crea el CENACE, con el objeto de identificar la naturaleza de las actividades a realizar por el personal sindicalizado representado por el SUTERM que fue transferido por la Comisión Federal de Electricidad (CFE) al CENACE y, con base en lo anterior, caracterizar al personal como de confianza o sindicalizado, en este último caso para conformar el Tabulador de puestos sindicalizados.

El 27 de agosto de 2015, se emitió el Laudo Arbitral, resultado del proceso descrito anteriormente, en donde se resolvieron, entre otros conceptos, el número y las categorías de las plazas con que habría de transferirse el personal sindicalizado al CENACE; siendo el 15 de octubre de 2015, que mediante el Convenio CENACE-SUTERM No. 01/15, se depositó ante la Junta Federal de Conciliación y Arbitraje, el tabulador de puestos y salarios aplicable en plazas sindicalizadas y plazas de confianza.

Se dio inicio a las negociaciones entre el CENACE y el SUTERM, para formalizar la transferencia del personal sindicalizado, la cual se concretó el 31 de diciembre de 2015. Durante el mes de enero de 2016 en cada una de las Gerencias Regionales y el Corporativo, de manera conjunta con los representantes del SUTERM, se ratificó ante la Junta Federal de Conciliación y Arbitraje, la terminación de la relación laboral de los trabajadores ante la CFE, firmándose el nuevo Contrato Individual de Trabajo con el CENACE.

I. SITUACIÓN OPERATIVA Y FINANCIERA

1. Situación Operativa

1.1 Estructura Orgánica

El 20 de diciembre de 2013, se publicó en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el “Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en Materia de Energía”.

El 28 de agosto de 2014 se publicó en el DOF el “Decreto por el que se crea el Centro Nacional de Control de Energía”, reformas que implicaron la adaptación de las condiciones laborales existentes en aquel momento a las nuevas necesidades del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE).

Por Acuerdo No. CA-007/2014 de fecha 27 de noviembre de 2014, el Consejo de Administración aprobó la estructura básica e instruyó al Director General para realizar las gestiones ante las Secretarías de Hacienda y Crédito Público y de la Función Pública para la estructura orgánica y ocupacional de conformidad con las disposiciones jurídicas aplicables.

El 09 de marzo de 2015, se publicó en el DOF el Estatuto Orgánico del CENACE el cual establece la organización y funcionamiento de las Unidades administrativas del Organismo y la distribución de las facultades y atribuciones encomendadas al CENACE.

El 20 de mayo de 2015, el Sindicato Único de Trabajadores Electricistas de la República Mexicana (SUTERM) y el CENACE, suscribieron un Contrato Colectivo de Trabajo que tiene por objeto regir las relaciones laborales entre ambas partes, además de un Convenio que establece en su Cláusula Cuarta, la obligación de abocarse, al estudio de la naturaleza de los servicios a desarrollar por los trabajadores que representa el SUTERM y que prestarán sus servicios en los centros de trabajo del CENACE.


Con respecto a las plazas de mando y operativas, el 06 de agosto del 2015, la Dirección General de Organización y Remuneraciones de la Administración Pública Federal de la Secretaría de la Función Pública (SFP), notificó a la Dirección General de Recursos Humanos, Materiales y Servicios Generales de la Secretaría de Energía (SENER), la validación de puestos del CENACE.

A su vez, el 18 de agosto de 2015, el Titular de la Unidad de Política y Control Presupuestario, informa a la Dirección General de Programación y Presupuesto B, ambas de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, la procedencia de la creación de 52 plazas de carácter permanente, de las cuales 26 son de mando y 26 operativas.

Con fecha 11 de noviembre de 2015, la Coordinación General de Órganos de Vigilancia y Control, hizo del conocimiento al CENACE, su opinión favorable para la creación de la estructura del Órgano Interno de Control en la entidad (OIC).

Una vez que se contó con la estructura del OIC autorizada, el 12 de noviembre de 2015, se envió oficio a la Dirección General de Programación y Presupuesto de la SENER, para aprobación y registro de la estructura orgánica y ocupacional del CENACE.

El CENACE recibió el dictamen final de aprobación y registro de las 53 plazas de mando y operativas por parte de la Unidad de Política de Recursos Humanos de la Administración Pública Federal hasta el 14 de diciembre de 2015, mediante oficio No. SSFP/408/0979/2015. Se incluye la plaza de mando del Director General, que ya había sido autorizada por la SHCP.

El 27 de enero de 2016, se publicó en el DOF la Modificación del Estatuto Orgánico del CENACE, mediante la cual las Gerencias del Corporativo se convierten en Jefaturas de Unidad.

Los eventos relacionados con anterioridad dieron como resultado que en el mes de diciembre de 2015 se culminara, por una parte, con la transferencia de personal sindicalizado de la CFE al CENACE, y por otra, con el registro y aprobación de las plazas de mando ante la SFP.

Concluidas las dos etapas mencionadas, y toda vez que el CENACE ya cuenta con los recursos humanos necesarios para el desempeño de sus funciones, actualmente están en curso los trabajos para la determinación y ubicación de los objetivos de procesos, responsabilidades, funciones, perfiles de puestos y tramos de control que permitan la conformación de la Estructura Orgánica institucional y del Manual General de Organización correspondiente, previendo su registro definitivo a más tardar durante el primer semestre de 2016.

1.2 Personal al 31 de diciembre de 2015

PLAZAS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2015

TIPO CANTIDAD

Sindicalizado de CFE 176

Honorarios 14

TOTAL 1414

Confianza proveniente de CFEConfianza TemporalesMando registradas

919252

53


1.3 Situación de la Transferencia de Recursos de la CFE al CENACE

El Artículo Quinto Transitorio de la Ley de la Industria Eléctrica, publicada el 11 de agosto de 2014 en el Diario Oficial de la Federación dispone que:

“Los recursos humanos, materiales y financieros que a la entrada en vigor de este Decreto la Comisión Federal de Electricidad y el Servicio de Administración y Enajenación de Bienes destinen para el Control Operativo del Sistema Eléctrico Nacional, para la definición de especificaciones técnicas y características específicas de la infraestructura requerida para la interconexión de Centrales Eléctricas y Centros de Carga y para la planificación de la ampliación y modernización de la Red Nacional de Transmisión y de los elementos de las Redes Generales de Distribución que correspondan al Mercado Eléctrico Mayorista, se transferirán al CENACE….”.

En ese sentido, el Segundo transitorio del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, establece: los derechos laborales de los trabajadores que presten sus servicios en los organismos, las dependencias y entidades de la Administración Pública Federal dedicadas a las actividades que comprende el presente Decreto se respetarán en todo momento de conformidad con la ley.

Así mismo, el Decreto de creación del CENACE en su artículo Octavo señala: La Secretaría será responsable de la transferencia de los recursos humanos, financieros y materiales, incluyendo los bienes que sean necesarios para que el CENACE pueda cumplir con sus atribuciones. Para lo anterior, deberá contar con las autorizaciones de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, a fin de realizar las gestiones presupuestales necesarias para la implementación del presente Decreto y de la Secretaría de la Función Pública, para la aprobación de su estructura orgánica, en términos de las disposiciones aplicables.

El 28 de Noviembre de 2014 se celebró el Acta Administrativa de transferencia de recursos humanos, materiales y financieros entre el CENACE y la CFE en favor del Centro Nacional de Control de Energía.

AVANCE RECURSOS TICDIC. 2015

Actualización de AnexosTécnicos TIC’s

Cesión de Derechos de Uso deLicenciamiento

Separación Contablede Servicios deTelecomunicaciones

100% 100%

85%

347

577176

AVANCES RECURSOS HUMANOSDIC. 2015TRANSFERENCIA DE 1095 PLAZAS

Confianza -> Confianza

Sindicalizadas -> Confianza

Sindicalizadas -> Sindicalizadas

$165

Recursos Comprometidos

Recursos Entregados

Recursos Pendientes

$1390 $1225

$165

AVANCE RECURSOS DIC. 2015 (MILLONES DE PESOS)

79%

21%

Formalizados (11)

En proceso (3)

14 INMUEBLES TRANSFERIDOS DIC. 2015

Compromiso: 31-Mar-2016

1.4 Aseguramiento

Durante 2015 el CENACE llevo a cabo la licitación pública para la contratación de la póliza de seguro de bienes patrimoniales y flotilla vehicular del CENACE, la cual tiene una vigencia del 16 de octubre de 2015 al 16 de octubre de 2016, con esto se da por atendido el tema de aseguramiento que se estableció en el acta.


1.5 Tecnologías de Información y Comunicaciones

CLAVE DECARTERA DESCRIPCIÓN CONSECUTIVO MONTO EN

PESOSESTADO

1518TOM0009

46350 59,876,183.0 AutorizadaActualización de los sistemas para la administración de energía en el Centro Nacional de Control de Energía

1518TOM0008 46649 1,084,364,114.0 Autorizada

Modernización de los Sistemas SCADA/EMS/MMS/DTS del CENACE

1518TOM0010

46783 100,051,374.0 Autorizada

Actualización de Sistemas de Seguridad del Centro Nacional de Control de Energía para la Operación del Sistema Eléctri-co Nacional (2015- 2017)

TECNOLOGÍAS DE INFORMACIÓN Y COMUNICACIONES

En la octava sesión ordinaria, celebrada el 30 de noviembre de 2014, el Consejo de Administración a propuesta del Director General del CENACE, mediante acuerdo CA-029/2015-08, aprobó la Estrat egia de Tecnología Informática del organismo.

En marzo del 2015 se realiza el despliegue del Portal Institucional del CENACE www.cenace.gob.mx

En abril del 2015 se publica en el portal Institucional del CENACE el Sistema de Atención a Solicitudes de Interconexión y Conexión (SIASIC), el cual atiende a lo establecido en el documento “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”, publicados en el Diario Oficial de la Federación el pasado 2 de junio del 2015.

En Julio de 2015, se realizó el trámite ante la Secretaría de Hacienda y Crédito Público de las carteras que se muestran en el siguiente cuadro.

El 14 de agosto de 2015, se consolida la creación de la unidad administrativa en el CENACE responsable de proveer de infraestructura y servicios de TIC a las demás áreas y unidades administrativas (UTIC), en apego al Manual Administrativo de Aplicación General en Materia de Tecnologías de la Información y Comunicaciones (MAGTICSI).

En octubre de 2015 se publica en el portal Institucional del CENACE el Sistema electrónico para el cobro de los pagos de las subastas (COPASU).


Entre los logros alcanzados en 2015, en materia de Tecnologías de la información y comunicaciones destacan:

Elaboración del Manual de Requerimientos de TIC’s para Participantes del Mercado.

1

Realización de interfaces con el sistema de liquidaciones del Instituto de Investigaciones Eléctricas para la integración con el sistema financiero.

Se realizó el desarrollo del sistema de administración de datos de medición (MDM, por sus siglas en inglés).

2

3

4

5

Publicación en el portal Institucional del CENACE el Sistema de Administración de Salidas a Mantenimiento.

Recepción de infraestructura por parte del Instituto de Investigaciones Eléctricas para soporte de los sistemas para la operación del Mercado Eléctrico Mayorista.

Desarrollo del sistema de registro para la capacitación a Participantes de Mercado, con la finalidad de homologar los conocimientos del Mercado de Corto Plazo, necesarios para el inicio de operaciones del MEM en 2016.

Desarrollo del Sistema de Garantías y Cálculo de la Responsabilidad Estimada Agregada del Participante del Mercado (REA).


EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA MÁXIMA INTEGRADA SEMANAL Y

MARGEN DE RESERVA OPERATIVO DEL SIN

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51

41’000

40’000

39’000

38’000

37’000

36’000

35’000

34’000

33’000

32’000

31’000

30’000

29’000

28’000

27’000

26’000

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60.0

50.0

40.0

30.0

20.0

10.0

0.0Semanas

6%

%MWhh 2013 2014 2015 MRO14 MRO15

38,1

3839

,000

39,8

40

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32,16732,88732,90232,50033,08133,93433,50733,77433,50133,22432,90134,44832,53934,53435,06336,054 35,01934,54535,68436,29437,60836,46638,13837,34238,079 37,19236,378 35,78835,98135,86836,444 37,91437,33137,78535,74635,99534,72734,15535,07734,97234,18634,53533,29434,18733,40932,86833,539 32,81533,496 33,39532,60730,098

46.337.136.330.227.229.022.816.417.919.324.022.021.4 17.023.824.920.511.611.913.722.418.617.210.215.319.224.422.116.718.918.416.124.121.717.014.820.017.222.918.623.617.224.128.537.027.228.624.932.931.333.235.9

55.039.338.435.942.236.930.837.734.728.930.535.929.736.423.720.916.521.618.621.115.817.218.913.018.122.422.219.520.821.620.216.917.713.316.816.313.224.827.7 .17.623.218.224.825.529.226.122.932.733.037.432.139.8

123456789

10111213141516171819202122232425262728293031323334353637383940414243444546474849505152

30,45632,226 31,82232,30932,896 33,52033,61133,94834,12133,08733,59334,11534,82635,94634,53334,182 34,94736,435 36,196 36,81836,539 36,68337,52239,00038,367 37,48236,746 36,04637,03838,275 38,23537,56836,90237,32138,221 37,39736,83936,077 35,36136,03235,65035,070 34,14134,65633,26333,120 32,72732,95433,26933,35833,30931,897

30,53133,22533,51733,34432,66332,90233,10533,117 34,07034,10933,26933,21534,08333,40835,305 35,46136,695 36,38937,15836,88037,909 37,702 38,08539,17338,727 37,74136,77037,32538,136 38,049 38,97139,81039,840 39,52439,01238,77539,04537,583 37,228 37,339 36,33637,76035,744 35,261 35,124 35,310 34,64634,228 34,159 34,064 34,64532,765

SEMANA 13 14 15 MRO_14 MRO_15

SEMANA

201215 al 361215Interconectado Nacional

52Registrada enla semana 52

MWh/h32,765

% Inc*2.7

Máxima Registrada2015

MWh/h39,840

Fecha14-ago

% Inc*2.2


MWh/h39,000

Fecha13-jun

% Inc*2.3


MWh/h38,138

Fecha06-jun

% Inc*0.4

EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA MÁXIMA INTEGRADA SEMANAL Y

MARGEN DE RESERVA OPERATIVO DEL SIN

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51

41’000

40’000

39’000

38’000

37’000

36’000

35’000

34’000

33’000

32’000

31’000

30’000

29’000

28’000

27’000

26’000

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60.0

50.0

40.0

30.0

20.0

10.0

0.0Semanas

6%

%MWhh 2013 2014 2015 MRO14 MRO15

38,1

3839

,000

39,8

40

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_

_

32,16732,88732,90232,50033,08133,93433,50733,77433,50133,22432,90134,44832,53934,53435,06336,054 35,01934,54535,68436,29437,60836,46638,13837,34238,079 37,19236,378 35,78835,98135,86836,444 37,91437,33137,78535,74635,99534,72734,15535,07734,97234,18634,53533,29434,18733,40932,86833,539 32,81533,496 33,39532,60730,098

46.337.136.330.227.229.022.816.417.919.324.022.021.4 17.023.824.920.511.611.913.722.418.617.210.215.319.224.422.116.718.918.416.124.121.717.014.820.017.222.918.623.617.224.128.537.027.228.624.932.931.333.235.9

55.039.338.435.942.236.930.837.734.728.930.535.929.736.423.720.916.521.618.621.115.817.218.913.018.122.422.219.520.821.620.216.917.713.316.816.313.224.827.7 .17.623.218.224.825.529.226.122.932.733.037.432.139.8

123456789

10111213141516171819202122232425262728293031323334353637383940414243444546474849505152

30,45632,226 31,82232,30932,896 33,52033,61133,94834,12133,08733,59334,11534,82635,94634,53334,182 34,94736,435 36,196 36,81836,539 36,68337,52239,00038,367 37,48236,746 36,04637,03838,275 38,23537,56836,90237,32138,221 37,39736,83936,077 35,36136,03235,65035,070 34,14134,65633,26333,120 32,72732,95433,26933,35833,30931,897

30,53133,22533,51733,34432,66332,90233,10533,117 34,07034,10933,26933,21534,08333,40835,305 35,46136,695 36,38937,15836,88037,909 37,702 38,08539,17338,727 37,74136,77037,32538,136 38,049 38,97139,81039,840 39,52439,01238,77539,04537,583 37,228 37,339 36,33637,76035,744 35,261 35,124 35,310 34,64634,228 34,159 34,064 34,64532,765

SEMANA 13 14 15 MRO_14 MRO_15

SEMANA

201215 al 361215Interconectado Nacional

52Registrada enla semana 52

MWh/h32,765

% Inc*2.7


MWh/h39,840

Fecha14-ago

% Inc*2.2


MWh/h39,000

Fecha13-jun

% Inc*2.3


MWh/h38,138

Fecha06-jun

% Inc*0.4

1.6 Control del Sistema Eléctrico Nacional, en función de la Demanda de Energía, del Margen de Reserva Operativo, por cada una de las Áreas de Control Regional

Se muestra la demanda máxima integrada semanal de los años 2013 a 2105, donde se aprecia que en el segundo semestre de cada año hay un incremento de 2013/2014 de 1.9% en promedio y de 2014/2015 de 4.3% en promedio. Adicionalmente se muestra el margen de reserva operativo 2014 y 2015, cuyos valores son superiores al 6%, que es el valor mínimo que se debe tener, por lo que se puede concluir que el sistema eléctrico se operó con adecuado margen de reserva.


1.7 Congestiones en Enlaces Relevantes, indicando la causa de las mismas

1.7.2 Congestión en los Enlaces Hermosillo-Guaymas y Guaymas-Obregón

Los enlaces de las zonas Hermosillo-Guaymas y Guaymas-Obregón, se estuvieron operando muy cercanos a sus límites de capacidad de transporte, la mayor parte del año. Por lo anterior, se incrementó la supervisión y se realizaron 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.

1.7.1 Congestión en los bancos de transformación La Higuera

El flujo de carga a través de los bancos de transformación de La Higuera se congestionaron por la alta demanda eléctrica de verano en la región Noroeste, dando un total de 235 hora en esta condición. Para manejar esta congestión se tiene implementado un esquema de acción remedial consistente en un Disparo Automático de Carga (DAC) que protege al sistema eléctrico para el caso de que un transformador de la mencionada subestación saliera el otro quedara dentro de su límite operativo.


1.7.3 Congestión en el Enlace Altamira-Tamos

El enlace Altamira-Tamos se congestionó al tener una mayor disponibilidad de generación económica en la región Noreste y zona Huasteca que la prevista debido a que la demanda del norte del país fue menor a la estimada. En este caso la Subdirección de Transmisión de la Comisión Federal de Electricidad adecuó las líneas para incrementar la capacidad de transporte. No se tuvo ningún efecto adverso a la seguridad operativa del sistema eléctrico ni a la continuidad del suministro a los usuarios, por la anterior causa.

1.7.4 Congestión en los Enlaces Malpaso-Tabasco y hacia la península de yucatán

Con respecto a la congestión de los enlaces de Malpaso a Tabasco y hacia la península esta se debió, en general, a falta de suministro de gas natural hacia el gasoducto de Mayakán. Lo anterior implicó hacer un mayor uso de la generación disponible instalada en el sistema eléctrico peninsular, incluyendo el uso de generación a base de diésel. No hubo afectaciones al suministro eléctrico por esta causa.


1.8 Avances en relación al diseño e implantación del Mercado Eléctrico Mayorista

Al cierre de 2015, se presenta información acumulada en el Diseño e Implementación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM):

A continuación, se presenta el detalle para cada punto:

Nº

1 Mercado de Día Adelanto (MDA) y Asiganciónde Unidades por Confiabilidad (AUGC)

Mercado de Tiempo Real (MTR)

Cálculo de Liquidaciones yMediciones Fiscales

Registro de Participantes

Información de Mercado

Sistema Maestro del MEM

Metodología de Cobro de CENACE

Convenios con Transportista y Distribuidor,y contratos con Participantes del Mercado

Capacitación a personal de CENACE

Pruebas Internas y Capacitacion deParticipantes del Mercado

Programado

Real

Programado

Real

Programado

Real

Programado

Real

Programado

Real

Programado

Real

Programado

Real

Programado

Real

Programado

Real

Programado

Real

2

3

4

5

6

7

8

9

10

MODELOS Y SISTEMAS 2015 AVANCES EN %

95

90

85

80

97

90

95

95

96

100

En general, para los tres sistemas (Interconectado Nacional, Baja California y Baja California Sur) se ha logrado desarrollar e implementar un ambiente de pruebas para la ejecución del MDA y se está revisando el catálogo de unidades y modelo de red para asegurar consistencia con las ofertas de compra y venta.

En dicho ambiente, el personal de CFE-Generación remitió directamente las ofertas de venta y el personal de las Gerencias de Cenace, las ofertas de compra. El objetivo fue verificar la funcionalidad del colector y del algoritmo de mercado.

Una vez confirmados la estabilidad y resultados en el ambiente de pruebas, se implementarían en el ambiente de producción, a través del cual, se realizarían las ejecuciones definitivas. En el ambiente de pruebas no se realizó ninguna verificación de liquidaciones.

1.8.1 Mercado de Día en Adelanto (MDA) y Asignación de Unidades por Confiabilidad (AUGC)


1.8.2 Mercado de Tiempo Real

Se realizaron pruebas del algoritmo de Mercado de Tiempo Real, tomando como base el Sistema Interconectado de Baja California; las experiencias obtenidas en este sistema servirán para facilitar la implementación correspondiente.

Las experiencias obtenidas con el sistema Baja California servirán para facilitar la implementación en el sistema interconectado nacional y Baja California Sur (BCS).

Para BCS no se iniciaron las pruebas, debido a que maneja otro sistema maestro (EMS marca SIEMENS), por lo que, se decidió estudiar como interactuar con este sistema.

1.8.3 Cálculo de liquidaciones y mediciones fiscales

Se levantaron censos de la medición para cada zona de carga y se iniciaron las pruebas para registro y validación de lecturas tomando como piloto las zonas de carga del Sistema Interconectado de Baja California.

Derivado de las pruebas realizadas, se inició la implementación de las zonas de carga del Sistema Interconectado Nacional y de Baja California Sur.

En cuanto a las liquidaciones, el Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE) inició un proceso de ajustes para integrar los resultados del MDA y MTR del ambiente de productivo con el módulo de liquidaciones.

1.8.4 Registro de participantes

Se efectuaron pruebas en el Sistema de Registro de Participantes desarrollado por el IIE, incluyendo los certificados digitales para participantes.

Con respecto a los registros de Unidades de Central Eléctrica de Generadores Participantes del Mercado (PM), en particular para CFE, hubo que utilizar los parámetros de las unidades que se tenían en la base maestra de Coordinación Hidro-Térmica y se decidió posteriormente programar sus actualizaciones.

1.8.5 Información de Mercado

Avances importantes, permitieron incorporar en el borrador del Manual específico, tanto las clasificaciones de información, como el área fuente responsable, incluyendo la responsabilidad del desarrollo de la plataforma para su publicación.

1.8.6 Sistema Maestro del MEM

Al cierre de 2015, se trabajaba con el IIE en la revisión del Sistema Maestro con énfasis a la Base Maestra, los equipos de hardware, Exadata y Exalogic, se encontraban instalados y configurados.


1.8.7 Metodología de cobro de CENACE

Una vez discutido, el 31 de diciembre de 2015, se inscribió el Acuerdo No. A/075/2015, por el cual la Comisión Reguladora de Energía expide las tarifas de operación del CENACE para el año 2016.

1.8.8 Convenios con Transportista y Distribuidor y Contratos con Participantes del Mercado

Fueron propuestos y discutidos con la CRE. Al cierre del 2015 se queda a la espera de su aprobación.

1.8.9 Capacitación a personal de CENACE

Se ofrecieron 3 cursos de entrenamiento para los Participantes del Mercado, autoridades e interesados, cada uno de 20 horas:

• 11 al 13 noviembre de 2015

• 17 al 19 noviembre de 2015

• 08 al 10 diciembre de 2015, en este último participó personal de las Gerencias de Control Regionales, CENALTE y CENAL.

1.8.10 Pruebas internas y capacitación a participantes de la industria

Se realizaron desde el mes de septiembre por personal del CENACE pruebas modulares a los diferentes sistemas que integran el motor de mercado con énfasis a ofertas de venta, ofertas de compra y solución del motor.

Durante noviembre y diciembre se realizaron tres cursos de capacitación, el primero fundamentalmente para personal de CFE, el segundo dirigido a la industria y el tercero para capacitación a personal del CENACE, de la industria y de CFE. En términos generales se cubrió capacitación a más de 400 personas.


1.9 Comités establecidos, integración, número de reuniones y funcionamiento

1.9.1 Comité de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios

El 07 de mayo de 2015, mediante acta de la reunión ordinaria no. 01/2015 se conformó el Comité de Adquisiciones, Arrendamiento y Servicios del Centro Nacional de Control de Energía. Dicho Comité es el órgano colegiado que coadyuva al cumplimiento de la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y de la normatividad vigente en materia de Adquisiciones, Arrendamientos y de la prestación de los Servicios, bajo los principios de Legalidad, Transparencia y Rendición de Cuentas al conocer y asesorar respecto de los resultados generales de las adquisiciones y dictaminar sobre los casos de excepción a la Licitación Pública de los Centros de Trabajo del Centro Nacional de Control de Energía.

Se emitió el Manual de Integración y Funcionamiento del Comité para dar cumplimiento a lo dispuesto por el artículo 22 de la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y su reglamento. También se dictaminaron las Políticas, Bases y Lineamientos en Materia de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del CENACE, estableciendo en su conjunto, los procedimientos que deberán observar los servidores públicos que lo integran, a fin de asegurar al estado mexicano las mejores condiciones de precio, calidad y oportunidad, considerando los criterios de economía, eficacia, eficiencia, imparcialidad, honradez y transparencia en los asuntos, con el propósito de que las diversas Gerencias Regional del Centro Nacional de Control de Energía tengan conocimiento de la operación del Comité como organismo rector en las adquisiciones, de tal forma que coadyuve y agilice los trámites que realicen las unidades involucradas en los procesos de adquisiciones bajo su control.

Los Miembros del Comité de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del CENACE, revisaron el Programa Anual de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios para 2015 y determinaron los Montos Máximos de Adjudicación mediante procedimientos de Contratación 2015 de acuerdo a los rangos del presupuesto autorizado y los montos máximos para realizar los procedimientos de contratación indicados en el Presupuesto de Egresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal 2015. Se estableció lo siguiente:

CENTRO DE TRABAJO

Control Nacional

Áreas de Control yCentro Nacional Alterno

$303,000.00 $1,948,000.00

$170,000.00 $584,000.00

TIPO DE PROCEDIMIENTOS

ADJUDICACIÓNDIRECTA

INVITACIÓN A CUANDOMENOS TRES PERSONAS

RIESGO

1Ineficiente control operativo del Sistema Eléctrico Nacional derivado de aspectos técnicos y operativos

RIESGO

2Deficiencia en la política de administración del capital humano traducida en estructura y procesos indefinidos.

RIESGO

3Incertidumbre jurídica para los interesados en realizar actividades integrantes de la industria eléctrica derivada de un marco regulatorio en proceso de creación e implementación susceptible de contener contradicciones entre instrumentos normativos y lagunas legales


1.9.2 Comité de Control y Desempeño Institucional (COCODI)

El 12 de julio de 2010, la Secretaría de la Función Pública emitió a través de publicación en el Diario Oficial de la Federación, el Acuerdo por el que se emiten las Disposiciones en Materia de Control Interno y se expide el Manual Administrativo de Aplicación General en Materia de Control Interno; el cual fue reformado el 2 de mayo de 2014.

Este Acuerdo tiene por objeto dictar las disposiciones, que las dependencias y entidades paraestatales de la Administración Pública Federal y la Procuraduría General de la República deberán observar para la reducción y simplificación de la regulación administrativa en materia de control interno, con la finalidad de aprovechar y aplicar de manera eficiente los recursos y los procedimientos técnicos con que cuentan dichas instituciones.

Dicho Manual establece la constitución del Comité de Control y Desempeño Institucional, como un órgano colegiado que contribuye al cumplimiento de los objetivos y metas institucionales; a impulsar el establecimiento y actualización del Sistema de Control Interno, y al análisis y seguimiento para la detección y administración de riesgos, conforme a lo dispuesto en el propio Manual.

El CENACE instaló el COCODI en su sesión del 17 de noviembre del 2015. Dicho Comité es presidido por el Director General del CENACE, el Titular del OIC tiene calidad de Vocal Ejecutivo; como Vocales participan los representantes de las Secretarías de Energía y de Hacienda y Crédito Público. Como invitados permanentes figura la Secretaría de la Función Pública a través del Comisario y Delegado Propietario del Sector Energía, el representante de la Unidad de Control y Evaluación de la Gestión Pública y los Auditores Externos. En esta calidad también participan el Coordinador de Control Interno y el Enlace del COCODI.

En dicha sesión, se tomó Acuerdo en el sentido de que, en la siguiente sesión del COCODI, se presentarían la Matriz de Administración de Riesgos y el Mapa de Riesgos Institucionales.

En cumplimiento a lo acordado, en la Primera Sesión Ordinaria 2016, celebrada el 12 de febrero de este año, se presentaron tres de los principales riesgos identificados por la entidad, asociados con la Operación del Sistema Eléctrico Nacional, el Capital Humano y el tema Regulatorio.

CENTRO DE TRABAJO

Control Nacional

Áreas de Control yCentro Nacional Alterno

$303,000.00 $1,948,000.00

$170,000.00 $584,000.00

TIPO DE PROCEDIMIENTOS

ADJUDICACIÓNDIRECTA

INVITACIÓN A CUANDOMENOS TRES PERSONAS

RIESGO

1Ineficiente control operativo del Sistema Eléctrico Nacional derivado de aspectos técnicos y operativos

RIESGO

2Deficiencia en la política de administración del capital humano traducida en estructura y procesos indefinidos.

RIESGO

3Incertidumbre jurídica para los interesados en realizar actividades integrantes de la industria eléctrica derivada de un marco regulatorio en proceso de creación e implementación susceptible de contener contradicciones entre instrumentos normativos y lagunas legales


1.9.3 Comité de Información

A la fecha, la Unidad de Enlace de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), ha prestado apoyo para que las solicitudes de acceso a la información presentadas por los particulares a través del Instituto Nacional de Acceso a la Información (INAI), sean analizadas y aprobadas por su Comité de Información en base a la documentación que proporciona el CENACE.

Con la entrada en operación del Mercado Eléctrico Mayorista, se considera que esta situación no es conveniente en virtud de que la CFE ahora es un Participante de Mercado; por lo que, el pasado 19 de enero, se celebró reunión de trabajo entre CENACE, CFE y el INAI a fin de iniciar las acciones que permitan que el CENACE, se constituya como Sujeto Obligado en los términos de la Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública Gubernamental, vigente a la fecha y se separe definitivamente de la CFE en la tramitación de las solicitudes de información.

Lo anterior, también obligará al CENACE a desarrollar el Portal de Obligaciones de Transparencia (POT) y ponerlo a disposición del público en general a través de su Portal de Internet.

El arranque formal de estas acciones, está sujeto a la designación del Titular de la Unidad de Enlace y a la constitución del Comité de Información, estimándose que estas designaciones deban darse durante el primer cuatrimestre del 2016.

1.9.4 Comité de Ética

Conforme a lo establecido en el “Acuerdo que tiene por objeto emitir 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 20 de agosto del 2005, el CENACE debió integrar los Comités de Ética y Conflicto de Interés, a más tardar el 29 de diciembre.

En virtud de que el CENACE no contaba con una estructura formal autorizada, mediante Oficio DAF/SA/018/2015 del 4 de diciembre pasado, solicitó a la Unidad Especializada en Ética y Prevención de Conflictos de Interés de la Secretaría de la Función Pública (SFP), el otorgamiento de una prórroga, la cual fue concedida a través del Oficio SFP/UEEPCI/113/2015 del 7 de diciembre, indicando que se cumpla con esta obligación en cuanto sea factible.

Aunque aún no se cuenta con el total de la estructura autorizada, están dadas las condiciones para proceder a la conformación del Comité en comento, una vez que se coordine con la Dirección de Tecnologías de Información, el mecanismo para que el personal, en los distintos niveles de la estructura orgánica, pueda nominar y luego, elegir a los 10 miembros que deberán integrarlo junto con quien hace las veces de Oficial Mayor.

Se estima que el Comité quede integrado durante el primer cuatrimestre del 2016.


1.9.5 Comisiones y Comités sindicales

De conformidad con lo establecido en la Ley Federal del Trabajo y las Cláusulas correspondientes del Contrato Colectivo de Trabajo suscrito entre el CENACE y el SUTERM, deben constituirse las siguientes Comisiones y Comités:

A finales del 2015, se celebraron reuniones de trabajo entre ambas partes a fin de acordar los términos en los que quedarán constituidos, durante el 2016, dichos cuerpos colegiados.

COMISIONES Y COMITÉS

Comité Nacional Mixto de Productividad

Comités Mixtos Regionales de Productividad

Comisión Nacional Mixta de Capacitación y Adiestramiento

Comisiones Auxiliares Mixtas de Capacitación y Adiestramiento Regionales

Comisión Nacional de Seguridad e Higiene

Comisiones Locales De Seguridad e Higiene

Sistema Institucional de Protección Civil

Unidades Locales de Protección Civil

Brigadas de Protección Civil


2.1 Estados financieros

En el año 2014, el CENACE formaba parte de la CFE, por lo que los Estados Financieros no podrían ser comparables, entre 2014 y 2015, por lo que se presenta la siguiente información, la cual corresponde a las cifras dictaminadas por el auditor externo:

Comentarios: 1.- En el primer trimestre de 2016 se realizará estudio actuarial para reconocer en EF’s las obligaciones laborales a cargo del organismo (El 31 de diciembre se concluyó el proceso de transferencia del personal de CFE a CENACE).2.- Las cifras 2014 corresponden únicamente al mes de diciembre. 3.- La transferencia de recursos de CFE durante los años 2014 y 2015 se registraron como patrimonio. 4.- El resultado de ejercicios anteriores corresponde a la diferencia entre ingresos y gastos de operación e inversión.

2. Situación Financiera

ACTIVO DICIEMBRE PASIVO DICIEMBRE

2015 2014 2015 2014

Circulante

Fijo

PATRIMONIO

BancosDeudores DiversosIVA declarado por recuperarIVA AcreditablePagos Anticipados

Activo FijoDepreciación Acumulada

Anticipos para Construcción

Total Activo Circulante

Neto en Operación 615,950,636 477,155,214

Total Activo Fijo 617,562,301 477,155,214

Total Activo Total Pasivo y Patrimonio770,334,784 489,508,769 770,334,784 489,508,769

Total Pasivo Circulante 152,772,483 45,408,461 1,158,11012,353,555

121,025,1381,880,865

13,513,35216,347,899

5,229

731,741,559(115,790,923)

1,611,665

10,127,4895,395

02,204,334

16,337

486,939,097(9,783,883)

00

667,29913,303,66511,245,62820,176,391

15,478

1,236,742,663

(24,023,743)(487,792,597)

724,926,323

1,077,76780,343

000

512,374,402

0(24,023,743)

488,350,659

Proveedores y ContratistasImpuestos y DerechosISR Remanente DistribuibleAdeudos a EmpleadosOtros Pasivos

AportacionesResultado de EjerciciosAnterioresResultado del Ejercicio

Total Patrimonio

Circulante

2.1.1 Estado de Situación Financiera al 31 de diciembre de 2015 y 2014


ESTADO DE RESULTADOS POR LOS PERIODOS 1 DE ENERO AL 31 DE DICIEMBRE DE 2015 Y 2014

INDICADOR UR Pp NIVEL DIMENSIÓN TIPO FRECUENCIA

DIC 15 DIC 14

Productos de explotación

Costo de explotación Costo de Obligaciones LaboralesResultado de Operación

Transferencias Corrientes Resultados después de Transferencias Corrientes

DepreciaciónRemanente de explotación

(Productos) Gastos ajenos a la explotaciónResultado antes de Costo Financiero

Productos financierosGastos financierosResultado antes de ISR

ISR sobre Remanente DistribuiblePérdida del Ejercicio

Otras partidas de la Pérdida IntegraTransferencias de recursos de CFESuperávit por revaluación

Total de partidas integrales

Utilidad (Pérdida) integral del ejercicio (Nota 16)

67,325,694

488,350,9725,036,474

(426,061,752)

52,000,000(374,061,752)

106,016,461(480,078,213)

(213,392)(479,864,821)

5,135,0611,817,209

(476,546,969)

11,245,628(487,792,597)

542,129,164182,239,097724,368,261

236,575,664

$ -

13,837,457-

(13,837,457)

-(13,837,457)

9,783,883(23,621,340)

6(23,621,346)

7,549409,946

(24,023,743)

-(24,023,743)

--0

(24,023,743)

Tiempo de Interrupción por Usuario

Índice de Calidad de Frecuencia

Índice de Calidad de Voltaje

Desempeño Operativo

TOM

TOM

TOM

TOM

E-568

E-568

E-568

E-568

Fin

Propósito

Componente

Actividad

Eficacia

Calidad

Calidad

Eficacia

Estratégico

Estratégico

Gestión

Gestión

Mensual

Mensual

Mensual

Mensual

CENTRO DE TRABAJO UNIDAD

Tiempo de Interrupción por Usuario (TIU) 0.2736 0.0909 0.019min.

0.0439 0.0307 0.000hrs.Índice de Control de Frecuencia (ICF)

DICIEMBRE 2015

META MARGEN RESULTADO CUMPLIÓ

0.0291 0.0184 0.0062hrs.Índice de Calidad de Voltaje (ICV)

36 9 9 nmiDesempeño Operativo (DO)

2.1.2 Estado de Resultados por los periodos 1 de enero al 31 de diciembre de 2015 y 2014

*Las desviaciones que se presentan obedecen principalmente a que el periodo 2014 corresponde únicamente a un mes de operaciones.Los productos de explotación de 2015, corresponden a los ingreso que se obtuvieron por los servicios a terceros por estudios de Interconexión y la venta de Bases para participar en Subastas de Largo Plazo.


3. Observaciones de Instancias Fiscalizadoras

El otro resultado versó sobre el cumplimiento de las metas de generación por tipo de combustible, en las que en algunos casos, por diversas causas que la CFE argumentó, no se alcanzaron las metas, dentro de las cuales se encuentra la relativa al mandato del CENACE para despachar aquellas unidades generadoras que tengan el menor costo de producción de energía, que aseguren la estabilidad y seguridad del sistema, minimizando el impacto en el medio ambiente; por lo cual, las unidades generadoras que utilizan energías renovables, limpias y con menor costo unitario de producción, son despachadas en primera instancia; aprovechando la totalidad de su disponibilidad; mientras que aquellas unidades que consumen combustibles fósiles, dado su elevado costo de producción e impacto ambiental, como es el caso del gas natural, carbón, combustóleo y diésel serán despachadas bajo un esquema de competencia basado en el costo de producción siendo las últimas en ser consideradas.

Para ambos resultados, la evidencia proporcionada por el CENACE fue considerada suficiente por la ASF, pues en el Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2014, presentado el 17 de febrero de 2016 por el Auditor Superior a la H. Cámara de Diputados, a través de la Comisión de Vigilancia, no incluyó acción alguna a cargo del CENACE, por lo que al cierre de 2015 no se mantiene ninguna acción pendiente de atención ante dicho ente fiscalizador.

3.2 Órgano Interno de Control (OIC)

Respecto del Órgano Interno de Control, no hay ob-servaciones pendientes de atender en virtud de que su Programa Anual de Auditorías inicia en el 2016.

3.3 Auditor Externo

La Secretaría de la Función Pública designó como Auditor Externo y responsable de la Dictaminación de los estados financieros 2015 a la firma Price Wa-terhouse Coopers (PwC).

3.1 Auditoría Superior de la Federación (ASF)

En 2015, la ASF como parte de su revisión y fiscalización a la Cuenta Pública del ejercicio 2014, efectuó a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) la auditoría no. 335, denominada “Insumos para la Generación de Energía Eléctrica”, cuyo objeto fue fiscalizar el cumplimiento del objetivo de asegurar el abastecimiento de energía eléctrica del país mediante el suministro de insumos para la generación de electricidad.

El CENACE, como parte integrante de este proceso de aseguramiento proporcionó diversa información y documentación para el desarrollo de la auditoría, toda vez que, hasta antes del 28 de agosto de 2014 se adscribía a la CFE.

En las etapas de resultados preliminares y finales, el ente fiscalizador determinó uno relacionado con la evaluación del diseño del control interno, basado en las Normas Generales de la materia a las áreas relacionadas con el proceso de los insumos para generación de la CFE; en particular a la entonces Subdirección del CENACE, se le señaló un incumplimiento a la cuarta norma “Informar y Comunicar”; sin embargo, en el plazo establecido por el ente fiscalizador, se esclareció, con la correspondiente evidencia documental, acreditando que se contaba con los mecanismos para la adecuada toma de decisiones, transparencia y rendición de cuentas, como lo prevé el Manual Administrativo de Aplicación General en materia de Control Interno y, en específico, la cuarta norma en cita.

II. Sistema de Evaluación de Desempeño (SED)


II. SISTEMA DE EVALUACIÓN DEL DESEMPEÑO (SED)

El Sistema de Evaluación del Desempeño (SED) es una herramienta para medir y valorar objetivamente el desempeño de los programas presupuestarios del Gobierno Federal.

De acuerdo al formato oficial emitido por el Consejo Nacional de Evaluación de la Política de Desarrollo Social (CONEVAL), la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) y la Secretaría de la Función Pública (SFP) para el Mecanismo para el seguimiento a los aspectos susceptibles de mejora derivados de informes y evaluaciones a los programas federales de la Administración Pública, para el periodo 2014-2015, en se estableció que las únicas recomendaciones se refieren a mejoras en redacción para más claridad y apego al enfoque del Marco Lógico Modificación del objetivo del Fin, para quedar de la siguiente manera “Contribuir a optimizar la operación y expansión de infraestructura eléctrica nacional mediante la coordinación y control operativo del Sistema Eléctrico Nacional.”



DIC 15 DIC 14











67,325,694

488,350,9725,036,474

(426,061,752)

52,000,000(374,061,752)

106,016,461(480,078,213)

(213,392)(479,864,821)

5,135,0611,817,209

(476,546,969)

11,245,628(487,792,597)

542,129,164182,239,097724,368,261

236,575,664

$ -

13,837,457-

(13,837,457)

-(13,837,457)

9,783,883(23,621,340)

6(23,621,346)

7,549409,946

(24,023,743)

-(24,023,743)

--0

(24,023,743)





TOM

TOM

TOM

TOM

E-568

E-568

E-568

E-568

Fin

Propósito

Componente

Actividad

Eficacia

Calidad

Calidad

Eficacia

Estratégico

Estratégico

Gestión

Gestión

Mensual

Mensual

Mensual

Mensual




DICIEMBRE 2015






DIC 15 DIC 14











67,325,694

488,350,9725,036,474

(426,061,752)

52,000,000(374,061,752)

106,016,461(480,078,213)

(213,392)(479,864,821)

5,135,0611,817,209

(476,546,969)

11,245,628(487,792,597)

542,129,164182,239,097724,368,261

236,575,664

$ -

13,837,457-

(13,837,457)

-(13,837,457)

9,783,883(23,621,340)

6(23,621,346)

7,549409,946

(24,023,743)

-(24,023,743)

--0

(24,023,743)





TOM

TOM

TOM

TOM

E-568

E-568

E-568

E-568

Fin

Propósito

Componente

Actividad

Eficacia

Calidad

Calidad

Eficacia

Estratégico

Estratégico

Gestión

Gestión

Mensual

Mensual

Mensual

Mensual




DICIEMBRE 2015




Indicadores de Control de Gestión

• Tiempo de Interrupción por Usuario (TIU).- Tiempo en minutos que durante un período determinado, cada usuario del ámbito del Sistema Eléctrico Nacional, no dispuso del servicio eléctrico debido a interrupciones por cualquier causa atribuible al proceso de control.

• Índice de Calidad de Frecuencia (ICF).- Valor que indica el tiempo de un período determinado en que la frecuencia eléctrica estuvo fuera de la banda de control establecida.

• Desempeño Operativo (DO).- Valor que indica el número de maniobras indebidas atribuible al personal del CENACE.

• Índice de Calidad de Voltaje (ICV).- Valor promedio de tiempo en un período determinado en que el voltaje de los nodos definidos estuvo fuera de la banda de control establecida.

Los indicadores que se fijaron para la medición de los resultados con respecto a los objetivos son los siguientes:


III. INTEGRACIÓN DE PROGRAMAS Y PRESUPUESTOS


III. INTEGRACIÓN DE PROGRAMAS Y PRESUPUESTOS.1. 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 y de los elementos de las Redes Generales de Distribución que correspondan al Mercado Eléctrico Mayorista.

En cumplimiento al Art. 160 de la LIE, CENACE pone a disposición de los participantes del Mercado los modelos utilizados para el desarrollo de la Red Nacional de Transmisión. En esta sección encontrarán la versión actualizada de los citados modelos.

El 1 de Septiembre de 2015 el CENACE dio a conocer que por Única Ocasión del 1 al 30 de septiembre de 2015, los interesados podrán solicitar la incorporación de sus proyectos al programa de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y redes Generales de Distribución del Mercado Eléctrico Mayorista 2016 - 2030 atendiendo a los requisitos que se muestran en esta sección.

De acuerdo a lo dispuesto en los Artículos 14 y 108, Fracción XIV de la Ley de la Industria Eléctrica; numerales 9 y Octavo Transitorio de su Reglamento y con fundamento en el Artículo Segundo del Decreto por el que se crea el Centro Nacional de Control de Energía, el 29 de febrero de 2016 la Dirección General del CENACE entregó a la SENER y a la CRE la propuesta del “Programa de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución del Mercado Eléctrico Mayorista 2016-2030”. Durante los meses de marzo y abril el CENACE atenderá las observaciones y solicitudes de la SENER para enviar a este Organismo el documento final en la última semana de abril.


Los avances en el Programa de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y las Redes de Generación Distribuida 2016–2030, son los siguientes:

1. Interconexión del Sistema Baja California Sur al Sistema Interconectado Nacional (SIN):

• Están concluidos los estudios eléctricos;

• En proceso, los estudios económicos y de energía;

• Enlace previsto para el año 2021

2. Interconexión del Sistema Baja California con el SIN:

• Se encuentran en un gran avance, los estudios eléctricos y económicos;

• Enlace previsto para entrar en servicio en el año 2021.

3. Enlace asíncrono Nogales, México-Nogales, Arizona:

• Enlace back to back de 150 MW lado americano;

• Para el año 2018.•Compañías TEP y UNS Electric la mayor inversión

4. Crecimiento estimado del SEN para el periodo 2016-2030:

• Consumo eléctrico = 3.4%;

• Demanda eléctrica= 3.7%;

• Líneas = 25 093 Kms.

• Capacidad = 64 300 MW


Por Licitar

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Sin Dato

Sin Dato

Sin Dato

Sin Dato

Sin Dato

Total autorizado

Programa E568

190

52

27%

1,450

1,255

87%

624

506

81%

513

461

90%

Enlace Cd Ixtepec Potencia – Yautepec Potencia , 3000 Mw

Línea de Transmisión Angostura - Tapachula Potencia

Línea Transmisión Puebla Dos – Lorenzo Potencia

Banco de 230/115 Kv en Subestación Dos Bocas

Cable Submarino en 115 KV, Playacar - Chankanaab II

Querétaro I Banco 1 (Sustitución)

Culiacán Poniente 2° Entronque LT Choacahui – La Higuera

Chihuahua Norte Banco 5

266 SLT 1603 Subestación Lago, 400/230KV

290 LT Red de Transmisión Asociada a la CH Chicoasén II

334 LT Red de Transmisión Asociada al CI Santa Rosalía II

328 LT Red de Transmisión Asociada a la CGLos Azufres III Fase II

337 SLT 2002 Subestaciones y Líneas de las ÁreasNorte-Occidental

331 LT Red de Transmisión Asociada a la CH Las Cruces

324 LT Red de Transmisión Asociada al CC San Luis Potosí

336 SLT 2001 Subestaciones y Líneas Baja CaliforniaSur- Noroeste

1814 Red de Transmisión Asociada al CC Todos Santos

2010 Red de Transmisión Asociada a la CC Lerdo (Norte IV)

Red Asociada a la Central Cerritos Colorados Fase 1

Red Asociada a Guadalajara I

230 SLT 1301 Interconexión de Baja California

Abr-19

Oct-17

Abr-19

May-19

Abr-18

Abr-18

Abr-18

Abr-19

Dic-17

Jun-17

Oct-17

Nov-17

May-18

Sep-18

Oct-18

Mar-18

Oct-18

Ago-18

May-18

Oct-18

Feb-19

Oriental

Oriental

Oriental

Oriental

Peninsular

Occidental

Noroeste

Norte

Central

Oriental

BCS

Occidental

Norte yOccidental

Occidental

Occidental

BC y Noroeste

BCS

Norte

Occidental

Occidental

BC y Noroeste

PRODESEN³

PRODESEN³

PRODESEN³

PRODESEN³

PRODESEN³

PRODESEN³

PRODESEN³

PRODESEN³

CFE¹

CFE¹

CFE¹

CFE¹

CFE¹

CFE¹

CFE¹

CFE¹

CFE¹

CFE¹

CFE¹

CFE¹

RevisiónPRODESEN2016-2030

ESTADO PARALICITACIÓN

PROYECTOS DE AMPLIACIÓN FECHANECESARIA PROYECTO

GERENCIA DECONTROLREGIONAL

ORIGINAL MODIFICADO DEVENGADO PAGADO

1/ Información proporcionada por la CPTT-CFE documento “20151012 En Licitación Por licitar 2015 y Por Licitar 2016_OPF.pptx”2/ POISE. Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico3/ PRODESEN 2016-2030

Para 2016, la licitación de obras prevista es:


2. Integración de programas

Del techo presupuestal autorizado para el Centro Nacional de Control de Energía por 1 450 millones de pesos, el 87% que asciende a 1 255 millones de pesos, su ejercicio presupuestal se registró en el programa presupuestario E568.- Dirección, Coordinación y Control de la Operación del Sistema Eléctrico Nacional, por importe de 461 millones de pesos.

Como parte de este programa presupuestario el CENACE reporta a la SHCP los indicadores siguientes:

• Índice de Calidad y Frecuencia • Índice de Calidad de Voltaje • Índice de Desempeño Operativo

Por Licitar

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Por Licitar

Por Licitar

Por Licitar

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Sin Dato

Sin Dato

Sin Dato

Sin Dato

Sin Dato

Total autorizado

Programa E568

190

52

27%

1,450

1,255

87%

624

506

81%

513

461

90%

Enlace Cd Ixtepec Potencia – Yautepec Potencia , 3000 Mw

Línea de Transmisión Angostura - Tapachula Potencia

Línea Transmisión Puebla Dos – Lorenzo Potencia

Banco de 230/115 Kv en Subestación Dos Bocas

Cable Submarino en 115 KV, Playacar - Chankanaab II

Querétaro I Banco 1 (Sustitución)

Culiacán Poniente 2° Entronque LT Choacahui – La Higuera

Chihuahua Norte Banco 5

266 SLT 1603 Subestación Lago, 400/230KV

290 LT Red de Transmisión Asociada a la CH Chicoasén II

334 LT Red de Transmisión Asociada al CI Santa Rosalía II

328 LT Red de Transmisión Asociada a la CGLos Azufres III Fase II

337 SLT 2002 Subestaciones y Líneas de las ÁreasNorte-Occidental

331 LT Red de Transmisión Asociada a la CH Las Cruces

324 LT Red de Transmisión Asociada al CC San Luis Potosí

336 SLT 2001 Subestaciones y Líneas Baja CaliforniaSur- Noroeste

1814 Red de Transmisión Asociada al CC Todos Santos

2010 Red de Transmisión Asociada a la CC Lerdo (Norte IV)

Red Asociada a la Central Cerritos Colorados Fase 1

Red Asociada a Guadalajara I

230 SLT 1301 Interconexión de Baja California

Abr-19

Oct-17

Abr-19

May-19

Abr-18

Abr-18

Abr-18

Abr-19

Dic-17

Jun-17

Oct-17

Nov-17

May-18

Sep-18

Oct-18

Mar-18

Oct-18

Ago-18

May-18

Oct-18

Feb-19

Oriental

Oriental

Oriental

Oriental

Peninsular

Occidental

Noroeste

Norte

Central

Oriental

BCS

Occidental

Norte yOccidental

Occidental

Occidental

BC y Noroeste

BCS

Norte

Occidental

Occidental

BC y Noroeste

PRODESEN³

PRODESEN³

PRODESEN³

PRODESEN³

PRODESEN³

PRODESEN³

PRODESEN³

PRODESEN³

CFE¹

CFE¹

CFE¹

CFE¹

CFE¹

CFE¹

CFE¹

CFE¹

CFE¹

CFE¹

CFE¹

CFE¹

RevisiónPRODESEN2016-2030

ESTADO PARALICITACIÓN

PROYECTOS DE AMPLIACIÓN FECHANECESARIA PROYECTO

GERENCIA DECONTROLREGIONAL

ORIGINAL MODIFICADO DEVENGADO PAGADO

3. 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 tarifas al CENACE, mismas a las que tiene derecho por: Costos de Operación y Mantenimiento, Ingresos Misceláneos e Inversiones.

Del 1 de enero al 31 de diciembre del 2015, se desarrollaron dos sistemas electrónicos de cómputo denominados, Sistema de Atención a Solicitudes de Interconexión y Conexión y el Cobro de los Pagos de las Subastas; a fin de controlar los ingresos provenientes del Mercado Eléctrico Mayorista, interactuando de forma ágil y segura con los potenciales participantes en las Subastas de Largo Plazo y de Estudios de Interconexión y Conexión.

*Cifras en millones de pesos

Se logró eficiencia en la captación de recursos al dar al potencial participante de mercado la herramienta facilitadora para el pago de los derechos de incorporación a los esquemas de mercado.


4. Efectividad en el ejercicio presupuestal

Los recursos recibidos de CFE y ejercidos por el CENACE por 232 750.5 miles de pesos para el pago de Servicios Personales contra los 954 800.9 miles de pesos de presupuesto asignado, presentan una desviación de 76%, originados por lo siguiente:

No obstante que desde el mes de diciembre de 2014, el CENACE y la Coordinadora de Sector iniciaron conjuntamente gestiones con la Comisión Federal de Electricidad para la transferencia de los recursos humanos acordados en Acta de Entrega-Recepción de fecha 28 de noviembre de 2014, fue hasta el 29 de mayo de 2015 que mediante oficio No. 302.A-001737, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, atendiendo la solicitud de la CFE de abril de 2015, transfirió 351 plazas en el apartado de servicios personales del Portal Aplicativo de la propia Secretaría, habiéndose contratado en CENACE partir del 01 de junio de 2015 al personal de confianza transferido.

Los recursos recibidos de CFE y ejercidos por el CENACE por 232,750.5 miles de pesos para el pago de Servicios Personales contra los 954 800.9 miles de pesos de presupuesto asignado, presentan una desviación de 76%, originados por lo siguiente:

No obstante que desde el mes de diciembre de 2014, el CENACE y la Coordinadora de Sector iniciaron conjuntamente gestiones con la Comisión Federal de Electricidad para la transferencia de los recursos humanos acordados en Acta de Entrega-Recepción de fecha 28 de noviembre de 2014, fue hasta el 29 de mayo de 2015 que mediante oficio No. 302.A-001737, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, atendiendo la solicitud de la CFE de abril de 2015, transfirió 351 plazas en el apartado de servicios personales del Portal Aplicativo de la propia Secretaría, habiéndose contratado en CENACE partir del 01 de junio de 2015 al personal de confianza transferido.

Después de diversas gestiones con el Sindicato Único de Trabajadores Electricistas de la República Mexicana en el mes de septiembre se depositó ante la autoridad laboral el Contrato Colectivo de Trabajo que rige las relaciones laborales entre el CENACE y el propio Sindicato, una vez concluido el trámite anterior, la CFE mediante oficio No. GAS/ISCSA/000681 de fecha 28 de octubre de 2015 solicitó a la Secretaría de Energía iniciar gestiones con la SHCP para la transferencia de 761 plazas sindicalizadas. Transferencia autorizada por la SHCP mediante oficio No. 312.A.- 004209 de fecha 7 de diciembre de 2015.

Por lo anterior y ante la proximidad del cierre del ejercicio fiscal el CENACE y SUTERM acordaron la contra-tación del personal a partir del 1 de enero de 2016.


Por los hechos citados anteriormente, el pago de salarios y prestaciones del personal de confianza hasta el mes de mayo y del personal sindicalizado hasta el mes de diciembre por un importe de 730,190.6 miles de pesos, fueron ejercidos por la propia CFE.

GASTO PROGRAMABLE

CONCEPTO 2014

2015

APROVADOAPROVADO

VARIACIÓN % ANUAL

2014 REAL /21OBSERVADO

1,442,057,185 572,000,520 870,058,665 60

Gasto corriente 1,306,298,288 509,387,157 796,911,131 61

CONCEPTO DE GASTO AUTORIZADO EJERCIDODESVIACIÓN

Importe %

Servicios Personales 954,800,959 232,750,545 722,050,414 76

Materiales y suministros 32,130,012 20,987,537 11,142,475 35

Servicios Generales 319,262,214 255,649,075 63,613,139 20

Inversión Física 135,700,000 62,613,363 73,086,637 54

El subejercicio presupuestal obedece principalmente a los factores siguientes:1. Servicios personales: el costo de personal de confianza hasta Mayo 2015 y personal sindicalizado hasta Diciembre 2015 por importe de $7307 millones de pesos. Fechas en que se concluyó su transparencia de CFE a CENACE. Se registró en CFE.2. Servicios generales: La contratación de plurianualidades no inició en el plazo originalmente planeado. La adquisición de servicios de hosteo, RP’s, mantenimien-to de equipo, entre otros, no se concretó en 2015, el costo de ISR por cuenta de terceros, viáticos, ISN, entre otros asociados a salarios por los periodos de la nota 1 se registró en CFE.3. Inversiones: Los contratos adjudicados para la compra de TIC’s resultaron en promedio 30% menor que los montos en solicitudes de pedido, sin embargo por el tiempo en la contratación de éste tipo de bienes, ya no fue posible realizar compras adicionales de

Gas natural

Hidráulica

Combustóleo y diése

Carbón

Nuclear

Geotermia

Eólica

Fotovoltaico

Total

Subtotal CFE

Termoeléctrica

Productor Independente

Hidroeléctrica

Carboeléctrica

Geotermoeléctrica

Nucleoeléctrica

Eoloeléctrica

Fotovoltaica

Subtotal permisionarios

Autoabastecimiento

Cogeneración

Usos propios continuos

Exportación

Pequeña producción

258,260.2

168,735.9

85,718.7

38,144.8

33,612.9

5,999.7

9,677.2

2,077.0

12.7

260,611.2

180,884.9

90,113.0

25,936.3

34,114.1

5,758.3

12,058.3

1,834.7

24.5

261,143.0

177,148.4

89,158.8

30,127.5

33,599.2

6,291.2

11,577.1

2,386.9

12.8

261,143.0

177,148.4

89,158.8

30,127.5

33,599.2

6,291.2

11,577.1

2,386.9

12.8

1.12

4.99

4.01

-21.02

-0.04

4.86

19.63

14.92

0.49

53.49

11.54

14.34

12.87

4.43

2.41

0.91

0.005

FUENTES DE GENERACIÓN

GENERACIÓN BRUTA DE ENERGÍA ELECRTICA (GIGAWATTS/HORA)

PORCENTAJE


IV. CUMPLIMIENTO DE LA NORMATIVIDAD

Y POLÍTICAS GENERALES, SECTORIALES

E INSTITUCIONALES


IV. CUMPLIMIENTO DE LA NORMATIVIDAD Y POLÍTICAS GENERALES, SECTORIALES E INSTITUCIONALES

Estrategias y Líneas de Acción transversales

Democratizar la productividad

• El 30 de abril de 2015, el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) presentó a la Secretaría de Energía la Propuesta de Ampliación de Redes del Mercado Eléctrico Mayorista para el período 2015-2029.

• La aportación del CENACE fue retomada en el “Programa de Desarrollo del Sector Eléctrico Nacional” (PRODESEN), documento que la Secretaría de Energía dio a conocer ante la opinión pública el 30 de junio de 2015. Este incorpora una estimación de la tasa de crecimiento del consumo en el Sistema Eléctrico Nacional y de la demanda esperada en los próximos 15 años, con lo cual se espera coadyuvar en el diseño y la instrumentación de la política energética de México en materia eléctrica.

• El 02 de junio de 2015, se publicaron en el Diario Oficial de la Federación, 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”. Este documento establece los tipos de estudios para determinar las características necesarias de una Interconexión o Conexión. Dichos estudios son: a) Indicativo, b) de Impacto en el Sistema, y c) de Instalaciones. Con base en ellos se podrán determinar las obras y refuerzos necesarios para las centrales y los centros de carga.

1. Plan Nacional de Desarrollo 2013-2018

La nueva metodología para la interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga, permite beneficios como la atención transparente y expedita a las solicitudes de los inversionistas interesados en la Interconexión de nuevas Centrales y en la Conexión de Centros de Carga.


El Margen de Reserva Operativo (MRO) en el Sistema Interconectado Nacional, durante el día de mayor Demanda Máxima del 2015 (14-Ago = 39,840 MWh/h), fue de 17.7%. Este nivel fue 7.6% nivel superior al MRO del 10.2% presentado en la misma condición durante el 2014 (13-Jun = 39,000 MWh/h). ). Cabe señalar que un MRO en un nivel apropiado debe ser mayor que el 6%.

GASTO PROGRAMABLE

CONCEPTO 2014

2015

APROVADOAPROVADO

VARIACIÓN % ANUAL


1,442,057,185 572,000,520 870,058,665 60

Gasto corriente 1,306,298,288 509,387,157 796,911,131 61


Importe %






Gas natural

Hidráulica


Carbón

Nuclear

Geotermia

Eólica

Fotovoltaico

Total

Subtotal CFE

Termoeléctrica


Hidroeléctrica

Carboeléctrica

Geotermoeléctrica

Nucleoeléctrica

Eoloeléctrica

Fotovoltaica


Autoabastecimiento

Cogeneración


Exportación


258,260.2

168,735.9

85,718.7

38,144.8

33,612.9

5,999.7

9,677.2

2,077.0

12.7

260,611.2

180,884.9

90,113.0

25,936.3

34,114.1

5,758.3

12,058.3

1,834.7

24.5

261,143.0

177,148.4

89,158.8

30,127.5

33,599.2

6,291.2

11,577.1

2,386.9

12.8

261,143.0

177,148.4

89,158.8

30,127.5

33,599.2

6,291.2

11,577.1

2,386.9

12.8

1.12

4.99

4.01

-21.02

-0.04

4.86

19.63

14.92

0.49

53.49

11.54

14.34

12.87

4.43

2.41

0.91

0.005



PORCENTAJE

Asegurar el abastecimiento racional de energía eléctrica a lo largo del país

GASTO PROGRAMABLE

CONCEPTO 2014

2015

APROVADOAPROVADO

VARIACIÓN % ANUAL


1,442,057,185 572,000,520 870,058,665 60

Gasto corriente 1,306,298,288 509,387,157 796,911,131 61


Importe %






Gas natural

Hidráulica


Carbón

Nuclear

Geotermia

Eólica

Fotovoltaico

Total

Subtotal CFE

Termoeléctrica


Hidroeléctrica

Carboeléctrica

Geotermoeléctrica

Nucleoeléctrica

Eoloeléctrica

Fotovoltaica


Autoabastecimiento

Cogeneración


Exportación


258,260.2

168,735.9

85,718.7

38,144.8

33,612.9

5,999.7

9,677.2

2,077.0

12.7

260,611.2

180,884.9

90,113.0

25,936.3

34,114.1

5,758.3

12,058.3

1,834.7

24.5

261,143.0

177,148.4

89,158.8

30,127.5

33,599.2

6,291.2

11,577.1

2,386.9

12.8

261,143.0

177,148.4

89,158.8

30,127.5

33,599.2

6,291.2

11,577.1

2,386.9

12.8

1.12

4.99

4.01

-21.02

-0.04

4.86

19.63

14.92

0.49

53.49

11.54

14.34

12.87

4.43

2.41

0.91

0.005



PORCENTAJE

En el periodo de enero hasta diciembre de 2015, la generación bruta de energía eléctrica para el servicio público fue de 261,143.0 Gigawatts-hora (GWh). (No incluye autoabastecimiento, cogeneración y pequeña producción). De estos, 171,984.3 GWh (65.86%) los produjo CFE y 89,158.8 GWh (34.14%) los Productores Independientes de Energía.


1.1 Mercado Eléctrico Mayorista, 2015

• El 8 de septiembre de 2015 se publicaron las Bases del Mercado Eléctrico que deberán seguir los participantes en el nuevo mercado y el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE).

El Mercado Eléctrico Mayorista será un espacio donde Generador, Comercializador, Suministrador, Comercializador no Suministrador o Usuario Calificado podrán realizar transacciones de compra-venta de energía Servicios Conexos, Potencia, Derechos Financieros de Transmisión, Certificados de Energías Limpias y los demás productos que se requieren para el funcionamiento del Sistema Eléctrico Nacional, en un ambiente de competencia y transparencia.

• Desde octubre de 2015, el CENACE como organismo público descentralizado, encargado del control operativo del Sistema Eléctrico Nacional y el Mercado Eléctrico Mayorista inició la implementación y primeras pruebas de los sistemas informáticos que se utilizarán a partir de enero de 2016 para la operación del sistema.

En el Mercado Eléctrico Mayorista operarán:

• Un Mercado de Energía de Corto Plazo, que se integra por:

-Mercado del Día en Adelanto

-Mercado de Tiempo Real

-Mercado de Una Hora en Adelanto (segunda etapa)

• Un Mercado para el Balance de Potencia,

• Un Mercado de Certificados de Energías Limpias,

• Subastas de Derechos Financieros de Transmisión,

• Subastas de mediano y largo plazo.

En noviembre de 2015 se realizó la convocatoria a la primera subasta de largo plazo, en la cual, la CFE en su papel de Suministrador de Servicios Básicos adquirirá una fracción de su energía y de su requisito de certificados de energías limpias, con centrales que deberán entregar a partir de 2018.


2. Programa Sectorial de Energía 2013-2018

Objetivo 2.

Optimizar la operación y expansión de infraestructura eléctrica nacional.

Estrategia 2.1 Desarrollar la infraestructura eléctrica nacional, con criterios de economía, seguridad, sustentabilidad y viabilidad económica.

Línea de Acción

2.1 Planear la expansión de la infraestructura eléctrica nacional conforme al incremento de la demanda, incorporando energías limpias, externalidades y diversificación energética.

El 30 de abril de 2015, el CENACE entregó a la SENER la propuesta de ampliación y modernización de la RNT y RGD del Mercado Eléctrico Mayorista para el periodo 2015-2029. En la propuesta se incluyen pronósticos del consumo y la demanda máxima esperada en los próximos 15 años. Asimismo, se consideraron obras de transmisión y generación en construcción.

• De conformidad al Artículo 14 de la Ley de la Industria Eléctrica (LIE), en junio de 2015 se publicó el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2015-2029 (PRODESEN), el cual incorpora los aspectos relevantes de los programas de ampliación y modernización de la red nacional de transmisión y de las redes generales de distribución formulados por el CENACE.

Estrategia 2.2 Disponer de infraestructura eléctrica en las mejores condiciones para proveer el servicio con estándares de seguridad, calidad y eficiencia.

• Se establecieron los criterios que deben seguir los Distribuidores en la planeación y operación de las Redes Generales de Distribución (RGD) para asegurar la Calidad y la Continuidad, entre otros aspectos, en el Suministro Eléctrico.


Estrategia 2.3 Actualizar el marco jurídico para incentivar el desarrollo eficiente del sector bajo los principios de certidumbre, transparencia y rendición de cuentas.

• En noviembre de 2015 se publicó en el DOF el Manual de Subastas de Largo Plazo, con el objeto de desarrollar con mayor detalle los elementos de las Bases del Mercado Eléctrico y establecer los procedimientos, reglas, instrucciones, principios de cálculo, directrices y ejemplos a seguir para la administración, operación y planeación del Mercado Eléctrico Mayorista, en lo referente a este tema.

• El 24 de septiembre de 2015, se expidieron por parte de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), las Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACG) que establecen los términos para la solicitud de permisos de Suministro Calificado y de Suministro de Último Recurso; asimismo se desarrollaron las DACG que establecen las Condiciones Generales para la prestación del servicio de Suministro Eléctrico, las cuales tendrán como objeto establecer los derechos y obligaciones de los Suministradores, por una parte, y de los Usuarios Finales del Suministro Básico que cuenten con un Contrato de Suministro, por otra.

• Se elaboraron DACG para el otorgamiento de permisos de Suministro Eléctrico, para la operación y funcionamiento del Registro de Usuarios Calificados; para la operación y funcionamiento del Registro de Comercializadores No Suministradores, Mecanismo de Asignación de Usuarios Calificados y Generadores Exentos a Suministradores de Último Recurso y, se aprobaron los Convenios de Participante en el Mercado.

Para garantizar el cumplimiento de la obligación de acceso abierto a la Red Nacional de Transmisión (RNT) y las Redes Generales de Distribución (RGD), con el objeto de promover un desarrollo com-petitivo y eficiente de la industria, se desarrollaron las DACG de Acceso Abierto y Prestación de los Servicios de Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica.

• En las DACG de Suministro de Energía Eléctrica, se instrumentó el dar seguimiento al Nuevo requisito para los suministradores de energía eléctrica de entregar a la CRE y publicar en su página web informes periódicos sobre diversos indicadores de calidad del servicio.


3. Programa para un Gobierno Cercano y Moderno 2013-2018

El 30 de agosto de 2013 se publicó en el Diario Oficial de la Federación, el Decreto por el que se aprueba el Programa para un Gobierno Cercano y Moderno 2013-2018 (PGCM). Este Programa se inserta en las medidas señaladas en el Decreto de Austeridad.

En la estrategia transversal Gobierno Cercano y Moderno se plasma la visión del Ejecutivo Federal para contar con un gobierno eficiente, con mecanismos de evaluación que permitan mejorar su desempeño y la calidad de los servicios; que simplifique la normatividad y trámites gubernamentales, y rinda cuentas de manera clara y oportuna a la ciudadanía, a través de la instrumentación de políticas y programas enmarcadas en un Gobierno Cercano y Moderno orientado a resultados, que optimice el uso de los recursos públicos, utilice las nuevas tecnologías de la información y comunicación e impulse la transparencia y la rendición de cuentas.

En el esquema de instrumentación del PGCM, se prevé la suscripción de Bases para la elaboración de Convenios o Bases de Colaboración o Desempeño, los cuales contendrán los compromisos relativos a las medidas establecidas en dicho programa y los respectivos indicadores de desempeño que las dependencias y entidades deberán observar y cumplir. . En el caso del CENACE, las Bases de Colaboración se suscribieron el 16 de octubre del 2015.

La SHCP y la SFP coordinaron el Modelo de Bases de Colaboración a efecto de ser suscritos por los Titulares de las dependencias y entidades de la APF.


Este modelo considera que las Bases se integren de la siguiente manera:

1. Documento jurídico, en el cual se plasman las consideraciones, declaraciones y cláusulas del acuerdo.

2. Anexo único, que describe las acciones a desarrollar por cada dependencia o entidad (compromisos) y los instrumentos mediante los cuales se realizará el seguimiento y control de los resultados de los compromisos establecidos (indicadores de desempeño).

Los compromisos asumidos por las dependencias y entidades en estas Bases, así como los indicadores de desempeño, corresponden a los siguientes temas:

• Recursos Humanos

• Inversión e Infraestructura

• Contrataciones Públicas

• Optimización del uso de los recursos de la APF

• Mejora Regulatoria

• Tecnologías de Información

• Presupuesto basado en Resultados

• Procesos

• Participación Ciudadana

• Archivos

• Acceso a la información

• Política de transparencia

El CENACE reportó algunas acciones de las contempladas en el PGCM pero en tratándose de un Organismo de reciente creación, durante el 2015 no hubo acciones destacadas a reportar aunque sí se cumplió con los cuatro reportes trimestrales que exige la SHCP.

Cada trimestre se reportan avances y seguimiento por medio de la plataforma del Programa para un Gobier-no Cercano y Moderno.


4. Ley de la Industria Eléctrica y su Reglamento

1. En el artículo 18 de la Ley de la Industria Eléctrica se señala que los Generadores que representenCentrales

Conforme a lo anterior, se reseñan las siguientes acciones realizadas:

• En lo que respecta a las instrucciones para la operación de centrales eléctricas interconectadas al SEN, se trabajó en el Sistema RID (Registro de Instrucciones de Despacho) para que todas las instrucciones relacionadas con el Mercado Eléctrico Mayorista queden registradas. En lo referente a las instrucciones para el mantenimiento de centrales eléctricas interconectadas al SEN, se mantendrán registradas en el sistema RELIEVE. (http://www.relieve.gob.mx/)

• Los lineamientos establecidos por el CENACE para la operación y mantenimiento de las centrales eléctricas, están considerados principalmente en dos documentos realizados en conjunto con la CRE durante el año 2015, el “Manual de Coordinación Operativa” y el “Manual de Programación de Salidas”

• •Mediante oficio de la CFE Núm. SDG-00762, de fecha 3 de diciembre de 2015, suscrito por el Ing. Francisco de la Parra Díaz de León, Subdirector de Generación, informa sobre el inicio de trámites internos en la CFE para dar de baja un listado de Unidades de Centrales Eléctricas Termoeléctricas, donde solicita además que el CENACE indique las que sean requeridas por seguridad operativa y confiabilidad de suministro.

“…

II.-Operar sus Centrales Eléctricas cumpliendo las instrucciones del CENACE;

III.-Sujetar el mantenimiento de sus Centrales Eléctricas a la coordinación y a las instrucciones del CENACE;

IV.-Notificar al CENACE los retiros programados de sus Centrales Eléctricas.”

Eléctricas interconectadas al Sistema Eléctrico Nacional deberán:

Se avanza en el análisis de la solicitud de CFE, con base en lo establecido en el párrafo segundo del artículo 135 de la Ley de la Industria Eléctrica “Cuando, a juicio del CENACE, una Central Eléctrica cuyo retiro haya sido programado sea necesaria para asegurar la Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional, el Generador que la represente estará obligado a ofrecer su potencia en la subasta que al efecto se lleve a cabo, basada en los costos de dicha Central Eléctrica y en los términos que defina la CRE.”


2. El artículo 108 de la Ley de la Industria Eléctrica señala que el CENACE está facultado para determinar la asignación y el despacho de las Centrales Eléctricas, de la Demanda Controlable y de los programas de importación y exportación, a fin de satisfacer la demanda de energía eléctrica en el Sistema Eléctrico Nacional.

El documento rector para realizar la asignación, despacho, demanda controlable, importación y exportación de las centrales de energía eléctrica, son las Bases del Mercado Eléctrico, publicadas el 8 de septiembre de 2015, específicamente en la Base 9 y 10.

Adicionalmente se encuentra en revisión por la COFEMER el “Manual de Mercados de Energía de Corto Plazo” y el “Manual de Importaciones y Exportaciones”.

3. En el artículo Transitorio Tercero, párrafo tercero, de la Ley de la Industria Eléctrica, se señala que por única ocasión, la SENER emitirá las primeras Reglas del Mercado.

Dichas Reglas incluirán las Bases del Mercado Eléctrico y las Disposiciones Operativas del Mercado que la SENER determine.

4. En el artículo 95, párrafo segundo, de la Ley de la Industria Eléctrica, se establece que el CENACE emitirá las Disposiciones Operativas del Mercado.

Conforme a lo anterior, se reseñan las siguientes acciones y mecanismos implementados por el CENACE:

• Se participó en reuniones para la definición de las diversas partes que la componen.

• Se emitieron opiniones, contrapropuestas y se realizaron ejercicios al respecto.

• Se apoyó en la revisión y se emitieron opiniones sobre los diversos temas.

• Se elaboraron en apoyo del Instituto de Investigaciones Eléctricas algunas aplicaciones DEMO para ejemplificar conceptos.

Se coadyuvó con la SENER para desarrollar las Bases del Mercado, así como manuales de las Disposiciones Operativas del Mercado.

• Se formó un grupo de personas para el desarrollo de los manuales y apoyo en el diseño de las aplicaciones correspondientes.


5. El artículo 14, párrafo segundo, de la LIE se señala que los programas de ampliación y modernización para la Red Nacional de Transmisión y los elementos de las Redes Generales de Distribución que correspondan al Mercado Eléctrico Mayorista serán autorizados por la SENER a propuesta del CENACE, escuchando la opinión que, en su caso, emita la CRE. Los Transportistas y Distribuidores correspondientes podrán participar en el desarrollo de dichos programas.

Se elaboró una guía de navegación en el sitio web de la SENER para consultar el “Programa de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y de las Redes Generales de Distribución del Mercado Eléctrico Mayorista.

6. En el artículo 15 de la Ley de la Industria Eléctrica se establece que el Estado ejercerá el Control Operativo del Sistema Eléctrico Nacional por medio del CENACE, quien determinará los elementos de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución y las operaciones de los mismos que correspondan al Mercado Eléctrico Mayorista.

En el artículo 3, fracción XV, de la Ley de la Industria Eléctrica se establece que el Control Operativo del Sistema Eléctrico Nacional consiste en la emisión de instrucciones relativas a:

a) La asignación y despacho de las Centrales Eléctricas y de la Demanda Controlable;

b) La operación de la Red Nacional de Transmisión que corresponda al Mercado Eléctrico Mayorista, y

c) La operación de las Redes Generales de Distribución que corresponda al Mercado Eléctrico Mayorista.


• Para ejercer el control operativo del Sistema Eléctrico Nacional se elaboró el “Manual de Coordinación Operativa”.

• Se elaboró el proyecto de “Acuerdo por el que se determinan los elementos de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución que corresponden al Mercado Eléctrico Mayorista”.

Este Acuerdo actualmente está en proceso para incluirse en el portal de la COFEMER debido a que esa auto-ridad estableció que era necesario realizar la MIR de alto impacto con análisis de impacto en la competencia.

• Por lo que hace a los reportes concentrados de la asignación y despacho de las Centrales Eléctricas y de la demanda controlable, que llevo a cabo el CENACE en 2015, se encuentra en una plataforma informática denominada (RELIEVE).


En este tenor el CENACE tomó el control operativo de la red de Subtransmisión, teniendo ya el control ope-rativo de la red troncal de Transmisión, mediante las siguientes acciones:

• Capacitación del personal operativo de las Gerencias de Control Regional.

• Elaboración del documento denominado “Manual de Coordinación Operativa” en el cual se establece la coordinación operativa entre el personal de los diferentes Centros de Control.

• Se prepararon los Sistemas EMS-SCADA de las Gerencias de Control Regional para poder ejercer el Control Operativo de manera eficiente.

7. El artículo 26 de la Ley de la Industria Eléctrica establece que los Transportistas y los Distribuidores son responsables de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución y operarán sus redes conforme a las instrucciones del CENACE. Para el mantenimiento de la Red Nacional de Trans-misión y de los elementos de las Redes Generales de Distribución que correspondan al Mercado Eléctri-co Mayorista, los Transportistas y los Distribuidores se sujetarán a la coordinación y a las instrucciones del CENACE.

Al respecto, se elaboraron los documentos denominados “Manual de Coordinación Operativa” y “Manual de Programación de Salidas”.

8. En el artículo 94 de la Ley de la Industria Eléctrica se señala que el CENACE operará el Mercado Eléc-trico Mayorista conforme a dicha ley.

De acuerdo a lo anterior, se adjunta el Diagrama de flujo respecto de la operación del Mercado Eléctrico Mayorista.


PROCESO DE OPERACIÓN DEL MERCADO SPOT (MERCADO DE COSTOS)

TIPO DE SOLICITUD

Recepciónde ofertaspara MDA

Los generadores remiten sus capacidades. Las ERC remiten sus pronósticos por hora para energía que será consumida en em MTR

Se establecela

AUGCA-S

El CENACE reajusta los requerimientos de generación a su pronóstico y establece la generación para cumplir los requerimientos de confiabilidad (se puede realizar más de una vez)

Se realizala casación

Se obtiene resultados de asignación y despacho de unidades. Se establecen los precios marginales Locales de energía (PML, contienen compronentes de energía, congestión y pérdida)

Mercadode tiempo

real

Se ajustan ofertas de capacidad por los suministradores (a una hora antes de la operación). No se ajustan precios.

Se corre Despacho económico conrestricciones de

seguridad (DERS)

Para cada intervalo de despacho se calcula el punto óptimo de operación y se establecen las consignas para las unidades.

70

1

10

4

0

0

Acceso a la información Confidencial

Parcialmente confidencial

Parcialmente reservada

No es competencia de la Unidad de Enlace

Inexistencia de la Información

ESTRATEGIA DECONTRATACIÓN

DESCRIPCIÓN DE LA CONTRATACIÓN

Póliza de seguros de bienes patrimoniales y de flotilla vehicular.Sistema de procesamiento y almacenamiento de Informaciónpara aplicaciones operativas del CENACE.Sistemas de videoconferencia.Equipo de cómputo.Valuación de activos fijos.

Arrendamiento de Vehículos terrestres.

ComprasConsolidadas

Contratos Marco


9. El artículo 108 de la Ley de la Industria Eléctrica establece que el CENACE está facultado para:

a) Para determinar los actos necesarios para mantener la Seguridad de Despacho, Confiabilidad, Calidad y Continuidad del Sistema Eléctrico Nacional, se realizaron las siguientes acciones:

• Se realizaron los estudios de planeación energética en el mediano y corto plazo, para garantizar la satisfacción de las necesidades de energía eléctrica.

• Se realizaron las solicitudes de licencias, para realizar trabajos de mantenimiento en la red eléctrica.

• Se analizaron las condiciones esperadas con estudios eléctricos para tomar las acciones necesarias para poder garantizar la seguridad operativa.

• Se realizó la supervisión operativa de la red eléctrica, respetando en todo momento los lineamientos operativos establecidos en los estudios eléctricos.

b) Respecto de las subastas para la celebración de Contratos de Cobertura Eléctrica entre los Generadores y los representantes de los Centros de Carga, éstas no se llevaron a cabo debido a que la Secretaría de Energía no definió durante el año 2015 las bases y criterios para ello.

c) Con relación a la autorización de la CRE, para llevar a cabo subastas a fin de adquirir potencia cuando lo considere necesario para asegurar la Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional, y gestionar la contratación de potencia en casos de emergencia, se está llevando a cabo un proceso de subastas en el CENACE y cuyo fallo se otorgará en marzo de 2016.

“…II. Determinar los actos necesarios para mantener la Seguridad de Despacho, Confiabilidad, Calidad y Continuidad del Sistema Eléctrico Nacional y que deben realizar los Participantes del Mercado, Transportistas y Distribuidores, sujeto a la regulación y supervisión de la CRE en dichas materias. … VIII. Llevar a cabo subastas para la celebración de Contratos de Cobertura Eléctrica entre los Generadores y los representantes de los Centros de Carga. … IX. Previa autorización de la CRE, llevar a cabo subastas a fin de adquirir potencia cuando lo considere necesario para asegurar la Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional, y gestionar la contratación de potencia en casos de emergencia. … XXI. Administrar los Derechos Financieros de Transmisión en los términos que establezcan las Reglas del Mercado. … XXV. Celebrar los convenios y contratos que se requieran para la operación del Mercado Eléctrico Mayorista.”


d) La administración de los derechos financieros de transmisión se refleja en el diagrama de flujo del procedimiento para la administración de los Derechos Financieros de Transmisión en los términos que establecen las Reglas del Mercado.

e) Se celebraron convenios y contratos que se requieran para la operación del Mercado Eléctrico Mayorista, se anexa el reporte de los convenios y contratos que llevó a cabo en 2015 para la operación del Mercado Eléctrico Mayorista.


1. Con relación al artículo Tercero Transitorio del Decreto por el que se crea el CENACE, se instaló el Consejo de Administración y durante 2015 se celebraron ocho sesiones.

2. En el artículo Décimo Tercero del Decreto por el que se crea el CENACE se establece que el Consejo de Administración tendrá las siguientes atribuciones indelegables:

5. Decreto de creación del centro nacional de control de energía

“l.- Establecer la dirección y visión estratégica del CENACE.

II.- Aprobar el programa estratégico presentado de manera anual por el Director General, así como los informes de desempeño que presente el mismo. … IV.- Emitir un Código de Ética para todos los trabajadores del CENACE, en el que se establecerán los principios y directrices de ética corporativa y determinar las instancias responsables de supervisar su cumplimiento y de imponer las medidas disciplinarias que al efecto determine. … VIII. Analizar y, en su caso, aprobar el informe anual de la gestión del CENACE que elabore el Director General.”


• Documento aprobado por el Consejo de Administración en el que se estableció la dirección y la visión estratégica del CENACE.

• Programa estratégico del CENACE 2015, aprobado por el Consejo de Administración.

• Informes de desempeño del Director General del CENACE a 2015, aprobados por el Consejo de Administración.

• Código de Ética para los servidores públicos del CENACE vigente en 2015, aprobado por el Consejo de Administración.

3. El artículo Décimo Octavo del Decreto por el que se crea el CENACE establece que el Consejo de Administración, podrá constituir comités de apoyo o consultivos o subcomités técnicos especializados para apoyar la gestión del CENACE.

Al respecto, se han constituido diversos comités o subcomités constituidos en 2015 por el Consejo de Administración para apoyar la gestión del CENACE.


4. En el artículo Vigésimo Primero del Decreto por el que se crea el CENACE se señala que el Director General tendrá, entre otras, las siguientes facultades:

“… V.- Expedir los manuales de organización y de procedimientos necesarios para el debido funcionamiento de las unidades administrativas que integren el CENACE. … VIII.- Someter a la aprobación del Consejo de Administración la estrategia de tecnología informática del CENACE. … X.- Ejecutar los acuerdos del Consejo de Administración.”


• Estrategia de tecnología informática del CENACE, vigente en 2015.

• Reporte de los acuerdos del Consejo de Administración que se realizaron en 2015.


6. Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública Gubernamental

Al entrar a esta nueva etapa el Centro Nacional de Control de Energía, ratifica su convicción por el ejercicio de la transparencia y la rendición de cuentas sobre actos de gobierno, como obligaciones indispensables cuyo cumplimiento claramente facilita a la ciudadanía el acceso a la información pública mediante documentos, expedientes y archivos sólidos y fuertes, para garantizar el objetivo primordial, que es el derecho a saber y a proteger los datos personales de todas y cada una de las personas.

Durante el ejercicio 2015, al igual que en años anteriores, el esfuerzo institucional se concentró en atender puntual y rigurosamente cada una de las solicitudes de acceso a la información que el público en general realizó a través del Sistema INFOMEX favoreciendo el principio de publicidad de la información en posesión del CENACE, tal y como lo establece la Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública Gubernamental (LFTAIPG).

Lo anterior, ha permitido dar una adecuada atención a los solicitantes de información, ya que se ha realizado lo necesario para garantizar el acceso de toda persona a la información gubernamental, transparentar la gestión pública mediante la difusión de la información que se genera, garantizar la protección de los datos personales, favoreciendo a la rendición de cuentas a los ciudadanos con el fin de que puedan valorar el desempeño institucional, todo esto en cumplimiento a lo dispuesto por la LFTAIPG, a la par también se consolida la confianza de la ciudadanía en el Organismo encargado de operar el Mercado Eléctrico Mayorista.

Durante el periodo comprendido entre el 1 de enero y el 31 de diciembre se recibieron 85 solicitudes de información en el marco de la LFTAIPG; 11 solicitudes menos que en el ejercicio 2014. Al 15 de enero de 2016 todas las solicitudes recibidas en 2015 se habían contestado

Del estado de las solicitudes, referidas en este informe, se desprende que 70 fueron tramitadas y “Concluidas” por procedimiento normal, una encajó en el rubro de “Confidencial, 10 parcialmente confidencial y 4 fueron parcialmente reservadas.

En CENACE se cuenta con 60 expedientes reserva-dos, Índice actualizado a diciembre de 2015.

Tanto la atención de las solicitudes de acceso a la información como la actualización del Índice de Expedientes Reservados se atendieron por medio de la Unidad de Enlace de Comisión Federal de Electricidad en tanto CENACE conforma su propia Unidad y Comité de Información en 2016.


TIPO DE SOLICITUD



Se establecela

AUGCA-S




Mercadode tiempo

real



seguridad (DERS)


70

1

10

4

0

0










ComprasConsolidadas

Contratos Marco


7. Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público

Dentro de las estrategias de contratación pública, que tienen como propósito obtener las mejores condiciones para el Estado, partiendo de la agregación de la demanda de los bienes y servicios que requiere y que le permiten obtener economías de escala y ser más eficiente en el ejercicio del gasto público, el Gobierno Federal fomenta las contrataciones consolidadas para la adquisición y arrendamiento de bienes muebles y la obtención de la prestación de servicios.

En este mismo sentido el Programa para un Gobierno Cercano y Moderno (PGCM) establece como una línea de acción la de “3.3.1 Promover en las dependencias y entidades la reducción de costos, a través de la contratación consolidada de bienes y servicios”, a fin de cumplir con el objetivo de “Promover la implementación de estrategias de contratación orientadas a la obtención del máximo valor por la inversión.”

Para ello, el Centro Nacional de Control de Energía implementó mecanismos de contratación en conjunto con las Gerencias Regionales que observan los Lineamientos de austeridad, a fin de promover la reducción de costos y generar eficiencias mediante el uso de las estrategias de contratación (Compras Consolidadas, Contratos Marco y Ofertas Subsecuentes de Descuentos), así como evaluar los ahorros en materia de contrataciones obtenidos por el uso de las mismas, llevando a cabo las siguientes estrategias de contratación:


TIPO DE SOLICITUD



Se establecela

AUGCA-S




Mercadode tiempo

real



seguridad (DERS)


70

1

10

4

0

0










ComprasConsolidadas

Contratos Marco


1

2

NO. PROCEDIMIENTOS CONSOLIDADOS - CONTRATO MARCO - OFERTASSUBSECUENTES DE DESCUENTO

Corporativo

Gerencia Regional de Control Norte

1

5

Gerencia Regional de Control Noreste

Gerencia Regional de Control Occidental

1

6

Gerencia Regional de Control Oriental

TOTAL

Corporativo

Gerencia Regional de Control BajaCalifornia

Gerencia Regional de Control Noroeste





Gerencia Regional de Control Peninsular

Gerencia Regional de Control Central

Gerencia del Centro Alterno

14

13

12

6

9

2

6

7

24

0

11

0

0

3

0

0

0

0

0

12

25

13

12

9

9

2

6

7

24

12

TOTAL

CENTRO DE TRABAJO ELECTRÓNICOS

Y MIXTOS NO

ELECTRÓNICOS TOTAL

93 26 119


TIPO DE PROCEDIMIENTO









Gerencia Regional de Control Baja California

Corporativo

0 5 10 15 20 25 30

No electrónicosElectrónicos y Mixtos

Juicios deAmparo

Juicios OrdinariosCiviles

JuiciosAdministrativos

15 122

CURVA ESPERADA DE ENERGÍA ALMACENADA

Al día 1 de Enero del 2016

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

_

_

10,000

15,000

20,000

5,000

0Meses

Energía Almacenada

En. Almac. Pron. 2015 En. Alamac. Real Gen. Acum. Pron. Gen. Acum. Real

_

_

_

21,05421,054

10,961

23,79423,306

19,135

18,016


8. Medidas de austeridad, racionalidad, disciplina y control del ejercicio presupuestario

Cifras en miles de pesos

Para el ejercicio fiscal 2015, se comprometieron partidas presupuestales de austeridad, lográndose un ahorro en el gasto con respecto de 2014.


9. Ley General de Contabilidad Gubernamental

Los estados financieros del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) al 31 de diciembre de 2015 y 2014 se obtuvieron conforme a la normatividad vigente, siendo ésta:

• Ley General de Contabilidad Gubernamental (LGCG)

• Normas de Información Financiera Gubernamental Generales para el Sector Paraestatal Federal (NIFGG SP), emitidas por la SHCP

• Manual de Contabilidad Gubernamental para el Sector Paraestatal Federal, emitido por el Consejo Nacional de Armonización Contable (CONAC)

• Marco Conceptual, Postulados Básicos de Contabilidad Gubernamental, y de manera supletoria, las Normas de Información Financiera (NIF) que emitió el Consejo Mexicano d e Normas de Información Financiera (CINIF)

El Organismo se encuentra sujeto a lo dispuesto en la LGCG, misma que señala como uno de sus principales objetivos la armonización de los sistemas contables y la información financiera que de ellos emanen. En los ejercicios 2015 y 2014 el Organismo consideró diversas normas contables y presupuestarias emitidas con carácter de obligatorias por el CONAC.

V. SITUACIÓN QUE GUARDAN LOS FIDEICOMISOS PÚBLICOS

NO PARAESTATALES


V. SITUACIÓN QUE GUARDAN LOS

FIDEICOMISOS PÚBLICOS NO PARAESTATALES

El 23 de diciembre de 2015, se celebró contrato de Fideicomiso Público denominado “Fondo de Capital de Trabajo” con el Banco del Ahorro Nacional y Servicios Financieros, Sociedad Nacional de Crédito, Institución de Banca de Desarrollo, cuyo fin principal es recibir, administrar y aplicar los recursos provenientes de las Personas que de manera directa o indirecta formen parte del Sector Eléctrico, según se define en la Ley de la Industria Eléctrica, las Bases del Mercado Eléctrico, y demás disposiciones que emanen de éstas, que deriven de las operaciones del Mercado Eléctrico Mayorista de conformidad con las disposiciones aplicables. La composición del Comité Técnico del Fideicomiso se encuentra en proceso de composición y será en 2016 cuando inicie las actividades propias con base en las reglas que se determinen para ello.


VI. LITIGIOS EN PROCESO


VI. LITIGIOS EN PROCESO

La Oficina del Abogado General, se ha encargado de atender en diversos Juzgados de Distrito y Tribunales Colegiados del Circuito en el País, quince Juicios de Amparo, a través de los cuales diversos particulares, reclaman del Presidente de los Estados Unidos Mexicanos, de las Cámaras de Senadores y Diputados, de los Titulares de la Secretaría de Energía, de la Comisión Reguladora de Energía, del Centro Nacional de Control de Energía, etcétera, dentro del ámbito de sus competencias, la inconstitucionalidad, discusión, aprobación, expedición y ejecución del Decreto por el cual se expidió la Ley de Transición Energética, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 24 de diciembre de 2015, mismos procedimientos en los que el CENACE, ha rendido los informes previos y justificados correspondientes.

En materia civil se atendieron 12 Juicios promovidos por particulares en contra de la C.F.E., en los que el CENACE se ha encargado de rendir la información que como material probatorio le ha sido solicitada.

Se atienden dos juicios promovidos por las empresas ENERGÍA SAN PEDRO, S. C. DE R. L. DE C. V. y GRUPO SANARO, S. A. DE C. V., en contra del CENACE, en los que se le demandan, en el primer caso la Negativa del Área de Control Noreste, así como del CENACE mismo, a incluir a los 82 nuevos asociados de Energía San Pedro, S. C. de R. L. de C. V., como puntos de carga afectos a recibir el servicio de transmisión de la energía generada por aquélla y en el segundo caso, la nulidad de la Resolución contenida en oficio JEFA-067/08 de fecha 15 de enero de 2008, emitida en el expediente WRB00 por el Apoderado y Jefe del Área de Control Noroeste de la Subdirección del Centro Nacional de Control de Energía de la Comisión Federal de Electricidad, por el cual rescinde administrativamente el contrato de obra pública a precios unitarios y tiempo determinado número 9400033426, requiriendo el reintegro del saldo no autorizado del anticipo que recibió con motivo del mismo.

Es importante señalar que al día de hoy no hay monto contingente susceptible de cuantificar, ya que en materia laboral el CENACE no ha sido demandado por ningún trabajador y en otras materias no ha sido necesario cuantificar el monto.











Corporativo

0 5 10 15 20 25 30


Juicios deAmparo



15 122



1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

_

_

10,000

15,000

20,000

5,000

0Meses

Energía Almacenada


_

_

_

21,05421,054

10,961

23,79423,306

19,135

18,016


VII. LOGROS, HECHOS, PROBLEMÁTICA

Y PERSPECTIVAS RELEVANTES DE

LA GESTIÓN


VII. LOGROS, HECHOS, PROBLEMÁTICA Y PERSPECTIVAS RELEVANTES DE LA GESTIÓN

1. Optimización de uso de energía hidráulica

Se dio seguimiento al programa de vaciado de las grandes centrales hidroeléctricas:

De acuerdo a la gráfica anterior se muestra que la energía almacenada en los grandes vasos quedó por debajo de lo programado en 1,119 GWh, sin embargo se generaron 488 GWH menos, lo que indica que se recibieron menos aportaciones hidráulicas que la esperadas equivalentes alrededor de 1,607 GWH. Para sustituir esta energía se utilizaron recursos térmicos con combustibles fósiles.

Adicionalmente se aprecia que de febrero a mayo se utilizó menor energía hidráulica que la programada debido a que la demanda de energía eléctrica no tenía crecimiento significativo, este “ahorro” se empleó hacia el segundo semestre del año cuando el crecimiento de la demanda fue mayor.











Corporativo

0 5 10 15 20 25 30


Juicios deAmparo



15 122



1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

_

_

10,000

15,000

20,000

5,000

0Meses

Energía Almacenada


_

_

_

21,05421,054

10,961

23,79423,306

19,135

18,016


COSTOS TOTALES DE CORTO PLAZO PROMEDIO INCURRIDOS 2014 VS DIC 2015

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

_

1,500

2,000

2,500

500

0Meses ENE/DIC

2014 2015

_

_

_

11/04/2015

19 y 20/08/2015

21/08/201527 y 28/08/2015

20 a 22/08/2015

Promedio Anual2014: 815.71 $/MWh2014: 816.17 $/MWh

2. Costos totales de corto plazo promedio incurridos 2014 Vs dic 2015


3. Generación anual de energía limpia por tipo de tecnología

HidráulicaNuclearGeotérmicaEólicaBiomasaBiogasFotovoltáica

Hidráulica

Nuclear

Geotérmica

EólicaBiomasaBiogasFotovoltáica

38,8759,6776,0007,189

199137

83

30,85911,577

6,3318,991

217137

45

30.853.452.142.560.070.050.03

ENERGÍA LIMPIA

2014GWh

2015GWh

10.734.022.203.13

0.080.050.02

% Vs TotalGeneración

SUMA 62,160 22.15 20.2258,157

Generación Total: 280,688.78 287,661


TIPO

HidráulicaNuclearGeotérmicaEólicaBiomasaBiogasFotovoltáica

30,85911,577

6.3318,991

217137

45

28,27711,393

5,72910,443

192159700

10.734.022.202.563.130.020.03

ENERGÍA LIMPIA POR TIPO SEN ENE-DIC 2015

2015GWh

2016GWh

9.663.891.963.570.070.050.24


SUMA 58,158 20,22 19,4356,892

Generación Total: 287,661 292,745

Generación 2014Limpias 62,160 22.17Total 280,366


TIPO

Hidráulica

Nuclear

Geotérmica

EólicaBiomasaBiogasFotovoltáica


EólicaTurbogasGeotérmicaCombustión InternaBiomasaBiogasFotovoltáica

7,1893,5236,0001,501

19913783

8,9926,3726,3311,886

217137

45

3.452.561.262.140.530.050.03

2014GWh

2015GWh

3.132.222.200.66

0.08

Ciclo CombinadoHidráulicaCarboeléctricaVaporNuclear

142,20538,87533,61337,688

9,677

147,71130,85933,59939,93611,577

50.6613.8511.9813.433.45

51.3510.7311.6813.884.02

0.050.02


SUMA 280,689 100

100

287,661


TIPO

EólicaTurbogasGeotérmicaCombustión InternaBiomasaBiogasFotovoltáica

8,9916,3726,331

1,88621745

10,4438,8925,729

192159700

3.132.222.20

0.080.050.02

GENERACIÓN TOTAL POR TECNOLOGÍA EN GWhENERO-DICIEMBRE 2015

GENERACIÓN TOTAL POR TECNOLOGÍA EN GWhENERO-DICIEMBRE 2014

2015GWh

2016GWh

3.573.041.96

1,886 2,0480.66 0.70 0.07

Ciclo CombinadoHidráulicaCarboeléctricaVaporNuclear

Eólica

Turbogas

Geotérmica

Combustión Interna

BiomasaBiogasFotovoltáica

Ciclo CombinadoHidráulica

Carboeléctrica

Vapor

Nuclear

Eólica

Turbogas

Geotérmica

Combustión Interna

BiomasaBiogasFotovoltáica

Ciclo CombinadoHidráulica

Carboeléctrica

Vapor

Nuclear

147,71130,85933,59939,93611,577

157,94728,27732,31634,65011,393

51.3510.7311.6613.884.02

53.959.6611.0411.843.89

0.050.24


SUMA

INCLUYE CFE + PIES + PENSIONARIOS

287,661 100292,745


TIPO

4. Generación total por tecnología en GWh


5. Acceso a la Red Nacional de Transmisión y Redes de Generación Distribuida

Solicitudes atendidas desde el 8 de septiembre de 2014 al 31 de diciembre de 2015

SOLICITUDES DE ESTUDIO INDICATIVO: 1,135En Proceso 392(34%)

Atendidas 772(66%)

SOLICITUDES DE ESTUDIOS DE PORTEO: 344

En Proceso 99(29%)

Atendidas 245(71%)

SOLICITUDES DE CONTRATOS DEINTERCONEXIÓN Y CONVENIOS:530

Atendidas 524(99%)

En proceso 6(1%)


De acuerdo a la gráfica anterior observa que se tuvo un incremento en el consumo bruto de energía eléctrica en el segundo semestre del año, con respecto a los años anteriores. Con respecto a 2014 el incremento fue de 2.9%.

GWh Inc (%) GWh Inc (%) GWh Inc (%)

SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL 4662.3 4.1 287486.7 2.9 287486.7 2.9

SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

4436.9 4 271859.7 2.8 271859.7 2.8

BAJA CALIFORNIA NORTE 185.7 6 13089.3 4.2 13089.3 4.2

BAJA CALIFORNIA SUR 39.7 11.8 2537.7 3.3 2537.7 3.3

CENTRAL 944.2 1.8 53507 0.8 53507 0.8

ORIENTAL 816.3 5.4 46448.6 3.7 46448.6 3.7

OCCIDENTAL 1104 1.2 65058.6 2.7 65058.6 2.7

NOROESTE 289 6.7 21593.5 2.6 21593.5 2.6

NORTE 347.2 1.7 23680.6 2.6 23680.6 2.6

NORESTE 729.1 6.7 50011.4 3.2 50011.4 3.2

PENINSULAR 207.1 15.1 11560.1 9 11560.1 9

Área de Control

Sistema

Acumulado de las últimas 52 semanasAcumulado hasta la

semana 52SEMANA 52 del 20/12 2015 al 26/12/2015

Consumo en la semana ** 52

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO BRUTO SEMANAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL2011-2015

GWh

Semanas3,900

4,050

4,200

4,350

4,500

4,650

4,800

4,950

5,100

5,250

5,400

5,550

5,700

5,850

6,000

6,150

6,300

6,450

5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

6. Evolución del Consumo de energía eléctrica 2015


7. Entrada en operación de la Red de Transmisión al Sistema Eléctrico de Potencia

Se integró de manera exitosa a operación nueva red de transmisión y transformación, siendo la más relevante la siguiente:

Entre abril y mayo quedó en servicio la red de 400, 230 y 115 kV hacia la Riviera Maya para incrementar la confiabilidad de suministro hacia la Península de Yucatán.

Entre febrero y marzo, quedó en servicio red de 400, 230 y 85 kV para incrementar la confiabilidad de suministro a la zona Pachuca.

NUEVA RED DE 400 HACIA RIVIERA MAYA

MDP

TIC

KNP

MAX

KNP

DZT

NIZ

BLM 2 AT

NIZ

2 AT

TZM

RMYRMY

TUM

AKD

VAD93080

A3Q60

A3Q70

73830

93070

93050 93060

93170

93040

73C20

MPA

PMO

XLC IBR

MYK

93100

93

160

73

100

73

06

0

93

23

0

A3Q40

A3Q50

AUC

ZNE

7390073R10

PCN

2 AT

73780

73R40

73930

73920

73910

73R20

73R30

73840

73R50 73R60

93

190

93

180

ZONA CANCUN


8. Hechos y Acciones relevantes del CENACE, periodo 2015

El Consejo de Administración aprobó:

Fecha / Periodo Acción

24-feb-2015 Políticas, Bases y Lineamientos (POBALINES) sobre:

Obra pública, Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios, sujetos a la disponibilidad presupuestaria anual,

Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, y

la Adquisición y Arrendamiento de Bienes Inmuebles.

Marzo-2015 CENACE libera su Portal Web, atendiendo a directrices de diseño y contenidos de Gobierno Digital de la SFP

30-abril-2015: Se presentó a la Secretaría de Energía, el Programa de Ampliación de la Planeación de redes del MEM para el período 2015-2029

01-jun-2015 Disposiciones Generales para Contratos Plurianuales

02-jun-2015 Se publicaron en el Diario Oficial de la Federación, los Criterios para determinar los requerimientos de Interconexión de Centrales Eléctricas, y Conexión de Centros de Carga, para fortalecer la Red Nacional de Transmisión (RNT), y las Redes Generales de Distribución (RGD)

Jun-jul-2015 Los 351 trabajadores de confianza transferidos de la CFE firman contrato con CENACE OPD

16-jul-2015 Fue designado el Titular del Órgano Interno de Control, por la Secretaría de la Función Pública

Ago-2015: El Consejo de Administración aprobó el Tabulador de Arranque para el personal del CENACE y tomó conocimiento del diseño de la Política Laboral.

04-sep-2015 En el portal Web se puso a disposición de los interesados, previa acreditación, los modelos de red eléctrica utilizados para el desarrollo de los Programas de ampliación y modernización de la RNT, y los elementos de las RGD del Mercado Eléctrico Mayorista.

De ago-2014 a dic-2015

El CENACE había atendido, 1,541 solicitudes de estudios de interconexión y conexión, que representan el 77% del total transferido por CFE y las recibidas por CENACE (2,009 solicitudes).

De ene - dic 2015 La generación bruta de energía eléctrica para el servicio público fue de 261,143.0 Gigawatts-hora (GWh). (No incluye autoabastecimiento, cogeneración y pequeña producción)

De ella destaca la generación hidroeléctrica la cuál contribuyó con 30,127.5 GWh, equivalente a 11.54 % del total de generación.


11-nov-2015 La Secretaría de Energía anunció la Primera Subasta de Largo Plazo del Mercado Eléctrico Mexicano, evento que marcó el inicio de las acciones del Mercado Eléctrico Mayorista.

17-nov-2015 Instalación del Comité de Control y Desempeño Institucional (COCODI) y fue aprobado el Calendario de 4 sesiones ordinarias para el 2016.

19-nov-2015 Fue publicada en el portal web del CENACE la Convocatoria a la Primera Subasta de Largo Plazo SLP-1/2015, para la compraventa de Potencia, Energía Eléctrica Acumulable, y Certificados de Energías Limpias (CEL).

El 30-nov-2015 Se publicaron las Bases en el portal web del CENACE.

30-nov-2015 Se presentaron los primeros Estados Financieros parciales del organismo. Adicionalmente el Consejo de Administración aprobó:

Modificación al estatuto orgánico, a efecto de reflejar el resultado de las gestiones ante la SHCP y SFP, para los Recursos Humanos del Organismo.

La Misión, Visión y Valores Institucionales del organismo.

La Estrategia de Tecnología Informática, en apego a los requisitos del procedimiento de la Secretaría de Función Pública para la gobernabilidad de Tecnologías de Información, con alineamiento a la programación estratégica institucional.

Precios para Servicios de Capacitación y el modelo para el costeo de la sintonización del simulador.

Nov-2015 Se obtuvo el Dictamen Presupuestario para 52 plazas de nueva creación, 26 de mando y 26 de nivel operativo.

Nov-2015 Se presentó a la SENER la primera versión de las especificaciones generales para el proceso de licitación de la Línea de Corriente Directa de 630 km y capacidad de 3,000 MW +- 500 kV, la cuál será desarrollada entre las Subestaciones Eléctricas Ixtepec Potencia y Yautepec Potencia.

La Cámara de Diputados aprobó el Presupuesto 2016 por $ 3,345 millones, este constituye el 1er presupuesto del CENACE Organismo Público Descentralizado.

Nov-dic 2015 Se ofrecieron 3 cursos de entrenamiento para los Participantes del Mercado, autoridades e interesados, cada uno de 20 horas.

11 al 13 noviembre de 2015

17 al 19 noviembre de 2015

08 al 10 diciembre de 2015

08-dic-2015 Sesión introductoria a potenciales licitantes de la subasta de largo plazo, con aproximadamente 200 participantes.

11-dic-2015 Primera Junta de Aclaraciones de la Subasta de Largo Plazo.

29-dic-2015 Se presentaron para el dictamen de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), los Modelos de Convenio con Transportista, con Distribuidor, y Modelos Contrato de Participantes de Mercado.


30-dic-2015 Se transfirió en su totalidad al CENACE, el Control Operativo de la red de transmisión en alta tensión de CFE.

31-dic-2015 Se publicó en el Diario Oficial de la Federación, un Aviso a los Interesados en Participar en el Mercado Eléctrico Mayorista, del Calendario para la Entrada en Operación del Mercado de Energía de Corto Plazo.

31-dic-2015

La CRE aprobó la Metodología de cobro de Tarifa del CENACE.

Dic-2015 Terminó la Conciliación y ajuste de los recursos de gasto corriente comprometidos en la Transferencia de Recursos de la CFE al CENACE.

Dic-2015 Preparativos y aplicaciones para implantación del Mercado Eléctrico Mayorista:

Mercado de Día Adelanto (MDA) y Asignación de Unidades por Confiabilidad (AUGC).

Mercado de Tiempo Real (MTR).

Cálculo de Liquidaciones y Mediciones fiscales.

Registro de Participantes.

Sistema de Información del Mercado.

Sistema Maestro del MEM.

Metodología de cobro de CENACE.

Convenios con Transportista y Distribuidor, y Contratos con Participantes del Mercado.

Capacitación a personal del CENACE.

Pruebas Internas y Capacitación a Participantes del Mercado.


9. Problemática

9.1 Suministro de gas

• se mantuvo la integridad y suministro de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional, ante la explosión de la plataforma Abkatun Alfa el 1 de Abril del 2015, lo que ocasionó una disminución en el suministro de gas natural de hasta 405 MMPCD, con indisponibilidad de generación eléctrica de hasta 1,720 MW, se restableció parcialmente a finales de Abril 2015. Se hizo uso de recursos a base de combustóleo y energía hidroeléctrica para compensar esta indisponibilidad de generación.

• Se mantuvo la integridad y suministro de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional, ante múltiples cierres parciales y totales de inyección de gas hacia la Península de Yucatán, realizando los ajustes con generación a base de combustóleo y diésel, adicionalmente se realizaron diferentes análisis de seguridad operativa en tiempo real para determinar los límites máximos de transferencia por la red de 400 kV hacia Villahermosa y la Península de Yucatán.

• Se mantuvo la integridad y suministro de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional, ante la explosión del gasoducto de 24” Reynosa – Chihuahua el 11 de Agosto, lo que ocasionó una indisponibilidad de 1,699 MW de generación en la zona Norte y Noreste del país; la explosión afecto el suministro durante 3 días. Se hizo uso de recursos a base de combustóleo, diésel y energía hidroeléctrica para compensar esta indisponibilidad de generación.

9.2 Planeación del SEN/ Suministro de Energía de Baja California Sur (BCS)

De acuerdo a la Prospectiva del Sector Eléctrico 2015-2029, el Sistema BCS por su ubicación geográfica, carece de recursos energéticos propios para incorporarle tecnologías de generación.

Los costos de operación existentes son muy elevados, y su parque de generación lo conforman unidades térmico convencionales que se adaptaron para reducir las emisiones de gases contaminantes a la atmósfera; plantas de combustión interna que emplean diésel o combustóleo, y unidades de turbogás y turbo jet para cubrir los picos de demanda.

Las alternativas planteadas para mitigarlo son:

1. Propuesta de red de transmisión asociadas a un proyecto de interconexión eléctrica submarina de BCS al SIN, considerando al gas natural, entre la península y el área continental de Sinaloa, como fuente principal de energía primaria.

2. Propuesta de transportar gas natural comprimido desde Topolobampo, Sinaloa, o Puerto Libertad, Sonora, hacia La Paz, para distribuirse en BCS mediante gasoductos.


9.3 Perspectivas de la industria eléctrica

Entre los beneficios inmediatos del nuevo Mercado Eléctrico Mayorista:

• Transparencia a los integrantes de la industria eléctrica

• Información de precios de electricidad pública

• Monitoreo del mercado en el portal web del CENACE, con ello se fortalece:

- Difusión de costos de generación eléctrica (Precios de Referencia).

- Sistema de información sobre precios, oferta y demanda de energía, para la toma de decisiones.

• Flexibilidad Administrativa para la inversión:

-Los participantes solo deben presentar solicitud de registro ante la Comisión Reguladora de

Energía (CRE) y firmar un contrato con el CENACE.

-Los criterios de interconexión fueron simplificados, se redujeron de 47 trámites a solo nueve.


VIII. OTROS TEMAS.


VIII. OTROS TEMAS

1. Capacitación

Programa de Capacitación para Personal de las Zonas de Operación y Transmisión

La Jefatura de Unidad de Recursos Humanos está llevando a cabo la Detección de Necesidades de Capacitación de todas las Unidades Administrativas del CENACE, con base en la cual elabora el Programa Anual de Capacitación. Considerando los requerimientos contenidos en este programa y observando las restricciones presupuestales, se implementan acciones de capacitación que estén alineadas a dichas necesidades y programa anual.

No. TEMA No. Días

1 Aprendizaje de la RED asociada, Capacidades de Autotransformadores, líneas, CEV’s, capacitores serie etc. (400/230 kV).

3

2 Maniobras en la red de 400 y 230 kV 5

3 Aspectos para Control de Voltaje en la Red Troncal 2

4 Esquemas de Acción Remedial. 3

5 Procedimientos e Instructivos Operativos 8

6 Adiestramiento en Turnos 3

7 Adiestramiento en el Simulador 3

Total 27

2. Honorarios

El Consejo de Administración, en su Tercera Sesión Ordinaria, aprobó el “Programa Anual de Honorarios 2015”, bajo las siguientes características:

• Un máximo de 20 contratos.

• Con un presupuesto autorizado de hasta 10 millones de pesos.

• Para apoyar en los procesos de: Operación, Planeación, Mercado, Tecnologías de la Información, Estrategia y Normalización y de Administración y Finanzas.

Al cierre de 2015 se suscribieron 14 contratos, los cuales representan un monto ejercido de $6 788 888.88.


IX. ANEXO


IX. ANEXO

1. Contrataciones efectuadas 2015*

Contrataciones efectuadas en 2015 En pesos MN

Por Licitación Pública $ 108,470,451.14

Por artículo 1 ($) 3,295,668.00

Por artículo 41 ($)

Fracción I 0.00

Fracción II 0.00

Fracción III 4,985,515.70

Fracción IV 0.00

Fracción V 4,959,235.29

Fracción VI 0.00

Fracción VII 0.00

Fracción VIII 0.00

Fracción IX 0.00

Fracción X 0.00

Fracción XI 0.00

Fracción XII 0.00

Fracción XIII 0.00

Fracción XIV 0.00

Fracción XV 0.00

Fracción XVI 0.00

Fracción XVII 0.00

Fracción XVIII 0.00

Fracción XIX 0.00

Fracción XX 17,566,495.80

Contrataciones por artículo 42 ($) 12,001,290.28

Presupuesto de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios para efectos de cómputo del 70-30 del artículo 42 cuarto párrafo ($)

151,278,656.21

% Artículo 42 respecto al Presupuesto 7.93%


Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las mismas

Contrataciones efectuadas en 2015 En pesos MN

Por Licitación Pública $ 0.00

Por artículo 1 ($) 11,627,370.45

Por artículo 42 ($)

Fracción I 0.00

Fracción II 0.00

Fracción III 0.00

Fracción IV 0.00

Fracción V 0.00

Fracción VI 0.00

Fracción VII 0.00

Fracción VIII 0.00

Fracción IX 0.00

Fracción X 0.00

Fracción XI 0.00

Fracción XII 0.00

Fracción XIII 0.00

Fracción XIV 0.00

Por artículo 43 ($) 4,752,562.48

Por artículo 44 ($) 0.00

Presupuesto de obras públicas y servicios relacionados con las mismas para efectos de cómputo del 70-30 del artículo 43 tercer párrafo ($)

16,379,932.93

% Artículo 43 respecto al Presupuesto 29.01%

*Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios de Sector Público

informe anual del cenace 2015...informe de anual del cenace 2015 8 el cenace y el suterm acordaron...

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