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Informe de Autoevaluación

de la Gestión

Al primer

Semestre 2018

Informe Anual de Autoevaluación de la Gestión, Primer Semestre de 2018

Página | 2 Centro Nacional de Control de Energía

1. SITUACIÓN OPERATIVA Y FINANCIERA. --------------------------------------------------------------------------------------------------- 6

I. Situación Operativa. --------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 6 A) Estructura Orgánica. --------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 6 B) Personal al 30 de junio de 2018, por cada Unidad Administrativa del CENACE ------------------------------------------ 7 C) Acciones realizadas para concluir la Transferencia de inmuebles de la CFE al CENACE y fecha estimada para su conclusión.--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 7 D) Control del Sistema Eléctrico Nacional, en función de la Demanda de Energía y del Margen de Reserva Operativa. Mauricio Cuellar ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 8

Condiciones Relevantes ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 11 Eventos Relevantes ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 13 Confiabilidad y Seguridad del Sistema Eléctrico Nacional --------------------------------------------------------------------- 16 Modificación a los Esquemas de alivio para incrementar la seguridad operativa del Sistema Eléctrico Nacional ---- 17

E) Congestiones en Enlaces Relevantes. ----------------------------------------------------------------------------------------- 19 Congestión enlaces Malpaso/Manuel Moreno Torres-Tabasco y hacia la Península de Yucatán ----------------------- 19 Congestión enlace saliendo de Zona Hermosillo ------------------------------------------------------------------------------- 20 Congestión Enlaces entrando a Chihuahua y Noreste-Norte ----------------------------------------------------------------- 21 Congestión enlace Villa de García- Ramos Arizpe potencia ------------------------------------------------------------------- 21 Congestión enlace Champayán–Güemez ---------------------------------------------------------------------------------------- 22 Congestión enlace Mazatlán–Culiacán ------------------------------------------------------------------------------------------- 22

F) Planeación Operativa del Sistema Eléctrico Nacional. ---------------------------------------------------------------------- 25 Optimización de uso de energía hidráulica -------------------------------------------------------------------------------------- 25 Estudios de Planeación Operativa del Sistema Eléctrico Nacional ----------------------------------------------------------- 27

G) Tecnologías de Información y Comunicaciones. ------------------------------------------------------------------------- 28 H) Avances con relación a la operación del Mercado Eléctrico Mayorista. ----------------------------------------------- 32

Proceso de Ejecución del Mercado del Día en Adelanto ----------------------------------------------------------------------- 32 Precio Marginal Local --------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 33 Servicios Conexos ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 36 Publicación de Precios y Resultados del Mercado del Día en Adelanto ----------------------------------------------------- 41 Congestiones Relevantes en el Mercado del Día en Adelanto ---------------------------------------------------------------- 41 Mercado de Tiempo Real ----------------------------------------------------------------------------------------------------------- 42 Proceso de ejecución del Mercado de Tiempo Real “Expost” ---------------------------------------------------------------- 43 Resultados del Mercado para el Balance de Potencia 2018 ------------------------------------------------------------------ 46 Mediciones, Liquidaciones y Responsabilidad Estimada Agregada ---------------------------------------------------------- 47 Inventario de Medidores ----------------------------------------------------------------------------------------------------------- 57 Calidad de la información de medición de energía para liquidaciones ------------------------------------------------------ 58

I) Funcionamiento de los Comités Consultivos de Análisis de Reglas del Mercado especializados en 2018. --------- 66 J) Comités establecidos, integración, número de reuniones y funcionamiento.------------------------------------------- 71

Comité de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios ------------------------------------------------------------------------ 71 Comité de Control y Desempeño Institucional (COCODI). -------------------------------------------------------------------- 71 Comité de Transparencia----------------------------------------------------------------------------------------------------------- 71 Comité de Ética y Prevención de Conflictos de Interés (CEPCI) ------------------------------------------------------------- 73 Comité de Bienes Muebles --------------------------------------------------------------------------------------------------------- 76



K) Solicitudes de Estudio Indicativo, Estudio de Impacto en el Sistema, Estudio de Impacto Versión Rápida, Estudio de Instalaciones, Estudios de Servicios de Trasmisión (Porteo), Solicitudes de Contrato de Interconexión, ingresados, aceptados, atendidos, cancelados e incumplidos en el periodo de enero a junio de 2018 y su comparativo en relación con el mismo periodo de 2017, así como los que quedaron en proceso al cierre del primer semestre de 2018. ------ 76

Estudios de Servicios de Transmisión (Porteo) --------------------------------------------------------------------------------- 78 L) Tercera Subasta de Largo Plazo del Mercado Eléctrico Mayorista. ------------------------------------------------------- 81 M) Cuarta Subasta de Largo Plazo del Mercado Eléctrico Mayorista. ----------------------------------------------------- 81 N) Primera Subasta de Mediano Plazo ----------------------------------------------------------------------------------------- 82 O) Mercado de Balance de Potencia ------------------------------------------------------------------------------------------- 82 P) Derechos Financieros de Transmisión ---------------------------------------------------------------------------------------- 84 Q) Derechos Financieros de Transmisión Legados. ------------------------------------------------------------------------- 84 R) Subastas de Derechos Financieros de Transmisión ---------------------------------------------------------------------- 89

II. Situación Financiera. ------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 90 Estado de Situación Financiera al 30 de Junio de 2018 y 2017 OPD ---------------------------------------------------------- 90 Estado de Resultados de los periodos 1 de enero al 30 de junio de 2018 y 2017 ------------------------------------------- 90

III. Estado de Situación Financiera al 30 de Junio de 2018 y 2017 MEM ---------------------------------------------------- 93 IV. Observaciones de Instancias Fiscalizadoras. --------------------------------------------------------------------------------- 95

2. INTEGRACIÓN DE PROGRAMAS Y PRESUPUESTOS Y SISTEMA DE EVALUACIÓN DEL DESEMPEÑO (SED). --------------------------------- 97 VI. Avances relacionados con la planeación de la expansión de la Red Eléctrica. ----------------------------------------- 97 VII. Integración de Programas. ----------------------------------------------------------------------------------------------------- 99 VIII. Metas e Indicadores de Desempeño. ---------------------------------------------------------------------------------------- 100 IX. Eficiencia en la Captación de los Ingresos. --------------------------------------------------------------------------------- 102 X. Efectividad en el Ejercicio Presupuestal. ------------------------------------------------------------------------------------ 103

3. CUMPLIMIENTO DE LA NORMATIVIDAD Y POLÍTICAS GENERALES, SECTORIALES E INSTITUCIONALES. ---------------------------------- 105 XI. Plan Nacional de Desarrollo 2013-2018. ------------------------------------------------------------------------------------- 105 XII. Programa Sectorial de Energía 2013-2018 ---------------------------------------------------------------------------------- 106 XIII. Sistema de Información del Mercado (SIM) -------------------------------------------------------------------------------- 108 XIV. Programa para un Gobierno Cercano y Moderno 2013-2018. ----------------------------------------------------------- 110 XV. Decreto de creación del Centro Nacional de Control de Energía. ------------------------------------------------------- 115 XVI. Transparencia y Archivos. ----------------------------------------------------------------------------------------------------- 116

Transparencia ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 116 Archivos ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 117

XVII. Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las mismas. ---------------------------------------------------------------------------------------------------------- 119

Ley de Adquisiciones: -------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 120 Ley de Obras Públicas: ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 122

XVIII. Medidas de austeridad, racionalidad, disciplina y control del ejercicio presupuestario ------------------------------ 122 4. SITUACIÓN QUE GUARDAN LOS FIDEICOMISOS PÚBLICOS NO PARAESTATALES. --------------------------------------------------------- 124 5. LITIGIOS EN PROCESO. ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 126 6. LOGROS, HECHOS, PROBLEMÁTICA Y PERSPECTIVAS RELEVANTES DE LA GESTIÓN. ---------------------------------------------------- 129

XIX. Logros. ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 129 Vinculación Internacional --------------------------------------------------------------------------------------------------------- 129 Vinculación Nacional --------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 131 Campus Virtual---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 131

7. OTROS TEMAS. --------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 133 XX. Capacitación para los participantes del mercado eléctrico mayorista y personas que lo requieran ---------------- 133



XXI. Capacitación personal de la Subdirección de Planeación. ---------------------------------------------------------------- 139 XXII. Estado que guarda el Sistema de Control Interno Institucional. -------------------------------------------------------- 139 XXIII. Avance en la administración de Riesgos Institucionales ------------------------------------------------------------------ 140

ANEXO 1 ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 141 ANEXO 2 --------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 146 ANEXO 3 --------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 147



Presentación

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

Informe de Autoevaluación de la Gestión al primer semestre de 2018



1. SITUACIÓN OPERATIVA Y FINANCIERA.

I. SITUACIÓN OPERATIVA.

A) Estructura Orgánica.

La Dirección de Administración y Finanzas, durante el primer semestre de 2018 realizó, entre otras, diversas acciones en materia presupuestal, de puestos y de carácter organizacional, que han contribuido en el proceso de aprobación y registro de la estructura orgánica del CENACE ante la Secretaría de la Función Pública (SFP), a saber:

• Mediante oficio No. SSFP/408/DGOR/0036/2018 de fecha 10 de enero de 2018, la SFP notificó el registro de los tabuladores de sueldos y salarios con vigencia del 1 de enero de 2015 para personal de mando, enlace y operativo de confianza; y del 1 de enero de 2017 para personal de mando y enlace.

• En febrero de 2018 se concluyó el proceso de migración de la información de carácter organizacional del CENACE, iniciado en noviembre de 2017, del Sistema para la Aprobación y Registro de Estructuras Orgánicas al Sistema Único RH-NET.

• En la sesión 20 del Consejo de Administración, celebrada el 15 de marzo de 2018 se autorizó el Estatuto Orgánico del CENACE, mismo que se publicó en el Diario Oficial de la Federación el pasado 20 de abril de 2018.

• Durante los meses de abril, mayo y junio se actualizó la propuesta de reestructuración organizacional del CENACE y se integró, revisó y validó el documento Relatoría de Hechos con sus respectivos anexos, mismo que es requisito indispensable para el proceso de aprobación y registro de la estructura organizacional del CENACE ante la SFP.

• Con oficio No. 307-A.-1665 de fecha 13 de junio de 2018, la Unidad de Política y Control Presupuestario de la Subsecretaría de Egresos de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, comunicó el “Tabulador de Sueldos y Salarios Brutos del Presidente de la República y los Servidores Públicos de Mando y de Enlace de las Dependencias y sus Equivalentes en las Entidades”, y el “Catálogo General de Puestos y Tabulador de Sueldos y Salarios Brutos de la Administración Pública Centralizada, Niveles de Transición”, con sus reglas de operación, con vigencia a partir del 1 de enero de 2018.



Entre otras acciones, mediante contrato específico No. CENACE-LP-093-S-079-2017 con la empresa Hay Group S.A. de C.V, se inició la prestación del “Servicio Integral de Alineación Estratégica y Gestión de Recursos Humanos para el Centro Nacional de Control de Energía”, mismo que concluirá el 16 de agosto de 2018. Al respecto, durante el primer semestre se concluyeron las fases 1 a la 5 del proyecto de referencia.

B) Personal al 30 de junio de 2018, por cada Unidad Administrativa del CENACE

Confianza Sindicalizado Confianza Sindicalizado

Permanentes Permanentes Permanentes Permanentes

DIRECCION DEL CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGIA 143 143 118 0 118 261 0 261

GERENCIA DE CONTROL REGIONAL BAJA CALIFORNIA 24 5 29 68 14 82 92 19 111

GERENCIA DE CONTROL REGIONAL CENTRAL 18 7 25 63 10 73 81 17 98

GERENCIA DE CONTROL REGIONAL NORESTE 19 7 26 55 9 64 74 16 90

GERENCIA DE CONTROL REGIONAL NOROESTE 9 3 12 63 14 77 72 17 89

GERENCIA DE CONTROL REGIONAL NORTE 13 4 17 50 13 63 63 17 80

GERENCIA DE CONTROL REGIONAL OCCIDENTAL 8 4 12 54 14 68 62 18 80

GERENCIA DE CONTROL REGIONAL ORIENTAL 8 4 12 67 13 80 75 17 92

GERENCIA DE CONTROL REGIONAL PENINSULAR 12 1 13 43 13 56 55 14 69

GERENCIA DEL CENTRO ALTERNO 3 3 39 6 45 42 6 48

GERENCIA DEL CENTRO NACIONAL 15 15 48 19 67 63 19 82

TOTAL GENERAL 272 35 307 668 125 793 940 160 1,100

Área

NUEVO INGRESO TRANSFERIDOS TOTALES

TOTAL GENERALTotal Nuevo

IngresoTotal

TransferidosTotal Confianza

Total Sindicalizado

*El número de trabajadores TRANSFERIDOS reportado, varía debido al número de jubilaciones ejecutados en el periodo reportado.

C) ACCIONES REALIZADAS PARA CONCLUIR LA TRANSFERENCIA DE INMUEBLES DE LA CFE AL CENACE

Y FECHA ESTIMADA PARA SU CONCLUSIÓN.

De los 14 inmuebles transferidos a favor del CENACE, actualmente se tienen 13 convenios de transferencia formalizados, los cuales cuentan con Registro Federal de Inmuebles (RFI) registrado en el Sistema de Inventario del Patrimonio Inmobiliario Federal y Paraestatal del Instituto de Administración y Avalúo de Bienes Nacionales a favor del CENACE.



Continúa pendiente de formalizar la transferencia del inmueble ubicado en Don Manuelito, siguen las gestiones entre la CFE y el CENACE para la elaboración del Convenio respectivo, en el que se establecerá la parte de la superficie total del inmueble que será transferida al CENACE del área que actualmente ocupan las oficinas de CFE Transmisión, así como los términos y condiciones que regirán la ocupación de CFE por un periodo de 5 años, contados a partir de la fecha de firma del Convenio, estimada para diciembre de 2018.

D) CONTROL DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL, EN FUNCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA Y DEL

MARGEN DE RESERVA OPERATIVA. MAURICIO CUELLAR

Se muestra la evolución de la demanda máxima instantánea del Sistema Interconectado Nacional del 2017-2018 donde se aprecia un incremento en 2018 derivado del incremento en la temperatura a nivel nacional y principalmente de la zona norte del país.

Gráfico No. 1 Comparativo de demanda



La demanda máxima alcanzada en el 2017 fue de 44,820MW acontecida el 23 de junio de 2017; el valor anterior fue superado en varias ocasiones en el primer semestre de 2018, principalmente en los meses de mayo y junio, teniendo la demanda máxima del primer semestre el 06 de junio a las 16:23 h con un valor de demanda suministrada de 46,813 MW, que equivale a un 4.44 % de incremento respecto al 2017.

35,000

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39,000

41,000

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01/05 08/05 15/05 22/05 29/05 05/06 12/06 19/06 26/06

2018

MW

46,813 MW

Gráfico No. 2 Demandas máximas del SIN del 01 de mayo al 30 de junio de 2018

Adicionalmente, se muestra el margen de reserva operativo del primer semestre 2018 cuyos valores han sido menores en once ocasiones al 6%, que es el valor mínimo en estado operativo normal por confiabilidad de acuerdo con el código de red y una ocasión al 3%, que es el valor mínimo en estado operativo de alerta por confiabilidad de acuerdo con el código de red, por lo cual:

o Se utilizó en dos ocasiones la aplicación de tarifa I15. o Se aplicó en una ocasión cortes de carga manual. o Se realizó compra de energía de emergencia en cuatro ocasiones, de acuerdo con

disponibilidad de energía por parte de ERCOT. o Despacho extraordinario de energía en las Centrales: Altamira, Francisco Villa, Carbón Dos,

Valladolid Tres, Patla, Tingambato, Necaxa y Comedero.



Gráfico No. 3 MRO

Gráfico No. 4 Comportamiento del Margen de Reserva Operativo del SIN.



Gráfico No 5. Demandas máximas del 28 de mayo al 01de junio

En la gráfica 5 se observa la demanda suministrada y la total considerando las reducciones al suministro realizadas en la semana más crítica.

CONDICIONES RELEVANTES

La Generación indisponible de acuerdo con el programa de mantenimiento del primer semestre de 2018 se incrementó al inicio del mes de febrero con un valor promedio de 2,420 MW, alcanzando un valor máximo de 5,033 MW el día 26 de marzo. Para el mes de mayor demanda (junio), la indisponibilidad promedio fue de 163 MW con un valor máximo de 884 MW el día 24 de junio y un valor mínimo de 47 MW el día 2 de junio.

Gráfico No. 6 Mantenimiento del SIN



El sector eléctrico durante los meses de abril, mayo y junio tuvo demandas mayores a los 40,000 MW instantáneos, conjugado con problemáticas en el suministro de gas por parte de PEMEX ante bajas de disponibilidad en el Sistema Nacional de Gasoductos, afectando la disponibilidad de generación desde 1,189 MW hasta 3,847 MW, aunado a un alto índice de falla en las unidades generadoras desde 3,649 MW hasta 7,713 MW, problemas en el suministro de combustible líquidos dejando indisponibles desde 37 MW hasta 1,361 MW y degradación desde 1,294 MW hasta 2,799 MW; alcanzando una indisponibilidad no programada de manera coincidente máxima de 14,956 MW en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), representando el 22 % de la capacidad instalada.

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MW

Indisponibilidad de GeneraciónSistema Interconectado Nacional 2018

IND GAS COMBUSTOLEO CARBON FALLA MANTO DEGRADACIÓN NO DES TOTAL

Gráfico No. 7 Indisponibilidad de Generación

Por las condiciones climatológicas de la temporada, de una capacidad instalada de 3,975 MW de generación eólica, en los dos días críticos de Margen de Reserva Operativa se generaban valores máximos de 889 y 1,041 MW, los cuales se encuentran indicados en el gráfico No. 8.



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2016

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0629

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12

MW

Generación Eólica del 01 de mayo al 30 de junio de 2018

Gráfico No. 8 Generación Eólica

EVENTOS RELEVANTES 1.- Evento GCR Noreste, Zona Matamoros.

El 16 de enero del 2018 la Gerencia de Control Regional Noreste, se encontraba operando dentro de los límites de seguridad; en la Zona de Operación de Transmisión Frontera se tenían bajas temperaturas acompañadas de fuertes vientos y red completa. A las 17:32 horas salió de servicio una línea de transmisión de 138 kV como consecuencia de los fuertes vientos y bajas temperaturas provocando la acumulación de hielo sobre los conductores (fig.1); por este efecto a las 19:45 horas se tenía fuera de servicio ocho líneas de transmisión de 138 kV, dos líneas de transmisión de 230 kV y 28 MW de generación eólica de la Central El Porvenir, se afectaron 114 MW de carga urbana, residencial e industrial de zona Matamoros.

Figura No. 1 Acumulación de hielo sobre conductores



Derivado de que las condiciones climatológicas en la zona permanecían desfavorables, a las 21:09 horas, salió de servicio la línea de trasmisión de 230 kV Altamira Anáhuac Potencia L-93900 Llano Grande; se afectaron 180 MW de carga residencial e industrial de zona Matamoros, ocasionado el colapso total de la zona para un total de carga afectada 294 MW.

A las 23:45 horas inicia la recuperación de carga y de elementos de manera gradual, quedando el total de la carga recuperada a las 03:36 horas del día 17 de enero del 2018.

2.- Evento Sismo de magnitud 7.2 en Pinotepa Nacional, Oaxaca

El día 16 de febrero del 2018 a las 17:39 horas se presentó sismo de 7.2 grados en la escala de Richter a 8 km al noroeste de Pinotepa Nacional, Oaxaca.

Como consecuencia del sismo, a las 17:41 horas en la Gerencia de Control Regional Central salieron de servicio dos líneas de transmisión de 230 kV y dos unidades de generación distribuida: Aragón (ARA) y Coapa (COA) con un total de 60 MW, se afectaron 1,556 MW de carga urbana de la Ciudad de México. Se inicia recuperación de la carga a las 17:58 horas concluyendo el 17 de febrero a las 04:17 horas.

En la Gerencia de Control Regional Oriental salieron de servicio tres líneas de trasmisión de 115 kV y 367 MW de generación de la Central San Lorenzo Potencia, se afectaron 596 MW de carga urbana y rural de los estados de Oaxaca y Puebla. Se inicia recuperación de carga a las 18:00 Horas; quedando restablecida a las 20:00 horas.

La carga total afectada en el SIN fue de 2,152 MW y la generación total afectada fue de 427 MW, la variación de frecuencia fue de 60.00 a 60.24 Hz.

3.- Evento GCR Norte, Zona Chihuahua.

Del 27 de mayo al 01 de junio del 2018 estuvo fuera de servicio la Planta Samalayuca Dos debido a incendio en la estación reductora de gas que alimenta la central, para una indisponibilidad total de generación de 348 MW, ocasionando que el 31 de mayo del 2018 se declara Estado Operativo de Emergencia por flujo entrando a la zona de Chihuahua al sobrepasar el límite máximo de seguridad en la red de transmisión, por lo cual se requirió realizar cortes de carga manuales rotativos en zona Camargo, Juárez y Chihuahua por un monto de 150 MW de las 15:40 a las 23:52 horas, llegando a un máximo coincidente de 90 MW durante 121 minutos, de igual manera el 01 de junio de las 14:55 a las 22:55 horas, por un monto de 150 MW, llegando a un máximo coincidente de 90 MW durante 94 minutos.

4.- Evento GCR Noroeste, Zonas Mazatlán, Culiacán y Guasave.



El 04 de junio de 2018 por derrame de material usado en el proceso de extracción de la mina La Cieneguita, en la cuenca del Río El Fuerte, como medida preventiva para la población, del 08 al 14 de junio de 2018, se solicitó por parte de la Comisión Nacional del Agua, suspender la generación de la Central Hidráulica Luis Donaldo Colosio (Huites) con una indisponibilidad de generación de 422 MW, lo que ocasionó, que el día 8 de junio del 2018, ante la declaración de Estado Operativo de Emergencia, al sobrepasar el límite máximo de seguridad en la red de transmisión de la zona Tepic a la zona Mazatlán, fue necesario realizar corte de carga manual rotativo de 80 MW como máximo coincidente durante 13 minutos en las zonas Culiacán y Mazatlán con horario de 16:05 a 18:30 horas, situación que se presenta nuevamente el día 11 de junio, realizando corte de carga manual rotativo de 80 MW como máximo coincidente durante 44 minutos en las zonas Culiacán, Guasave y Los Mochis de 16:05 a 18:58 horas y el 12 junio, corte de carga manual rotativo de 60 MW como máximo coincidente durante 39 minutos en las zonas Culiacán y Guasave con horario de 16:19 a 18:46 horas.

5.- Evento G´sCR Oriental y Peninsular; Zonas Villahermosa y Campeche.

El 11 de junio de 2018 a las 00:40 horas salió de servicio la Central de Cogeneración Nuevo Pemex por incendio en cables de potencia de 13.8 kV, con base a evaluaciones de seguridad para la Zona Tabasco y Península de Yucatán por control de voltaje, se realizaron las siguientes acciones durante el día:

Sincronismo del turbogas de baja eficiencia disponible en la Península de Yucatán, sincronizando 306 MW de generación.

Suspender exportación de energía al sistema eléctrico de Belice ajustando a cero de 12:25 a 23:33 horas.

De 15:15 a 17:46 horas se solicitó despacho extraordinario de 30 MW en la Central Ciclo Combinado Valladolid Tres.

A las 21:13 horas se declaró Estado Operativo de Emergencia por sobrepasar el límite máximo de seguridad en la red de transmisión en la compuerta Malpaso/Manuel Moreno Torres hacia Tabasco, realizando corte de carga manual rotativo por un monto de 120 MW de 21:17 a 22:49 horas en las zonas Villahermosa y Campeche, alcanzando un máximo coincidente de 120 MW durante 7 minutos.

Debido a estos eventos, por confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional, se tuvieron que realizar afectaciones al suministro de energía eléctrica, se muestra tabla resumen de estas:



Sistema ENS (MWh)Consumo Eléctrico

(MWh)% ENS vs Consumo

EléctricoCEL 353.7 30,672,395.0 0.0012%

ORI 403.6 24,632,750.0 0.0016%

OCC 288.1 34,551,163.6 0.0008%

NOR 556.9 11,118,658.0 0.0050%

NTE 1,259.0 13,617,252.9 0.0092%

NES 378.6 27,291,791.4 0.0014%

PEN 913.7 6,133,550.4 0.0149%

SIN 4,153.6 148,017,561.3 0.0028%

BC 0.0 2,816,214.6 0.0000%

BCS 0.0 531,699.9 0.0000%

TOTAL 4,153.6 151,365,475.8 0.0027%

Nota: Datos de consumo es acumulado a junio.

ENERGÍA NO SUMINISTRADA (ENS) POR CONFIABILIDADSISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL

Periodo: Ene-jun 2018

CONFIABILIDAD Y SEGURIDAD DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL Se desarrollaron las siguientes acciones:

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

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

Se mantuvo una supervisión permanente del Error de Tiempo, cumpliendo con los valores estandarizados a nivel internacional.

Seguimiento a la asignación de Unidades por Confiabilidad.

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

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

programado en el día en adelanto.



Seguimiento a la Disponibilidad de la Generación con base a mantenimientos, restricciones de combustibles o fallas.

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

Sistema Eléctrico Nacional se realizaron 713 declaratorias de Estados Operativos del SIN.

Se atendieron 20,304 registros de solicitud de licencia para mantenimientos programados en las

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

Se realizaron 951 estudios de Flujos de Potencia en tiempo real para evaluar las condiciones operativas del SIN.

Se atendió de manera exitosa el restablecimiento y control operativo del Sistema eléctrico ante la ocurrencia del sismo del 16 de febrero, cumpliendo con los estándares de confiabilidad plasmados en el código de red.

Se atendió de manera exitosa el restablecimiento del 16 al 18 de enero donde colapso la zona Matamoros, cumpliendo con los estándares de confiabilidad plasmados en el código de red.

MODIFICACIÓN A LOS ESQUEMAS DE ALIVIO PARA INCREMENTAR LA SEGURIDAD OPERATIVA DEL

SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL

Los esquemas de alivio son conjuntos coordinados de controles que están instalados en diversas instalaciones del Sistema Eléctrico Nacional, los cuales actúan cuando se presentan determinadas contingencias o condiciones de emergencia, realizando la desconexión en forma controlada y prevista de elementos específicos de la red eléctrica, incluyendo la desconexión de carga, de Unidades de Centrales Eléctricas o de elementos de la red eléctrica, para mantener integrado el Sistema, cumpliendo con los criterios de confiabilidad aplicables, incrementando los límites operativos de la red eléctrica y contribuyendo a reducir los costos de producción de energía eléctrica. Los esquemas de alivio se componen de esquemas de acción remedial y esquemas de protección de sistema.

La siguiente tabla sintetiza el estado de los esquemas de alivio del Sistema Eléctrico Nacional al cierre del primer semestre de 2018:



Región Implementados Revisados y en

proceso de implementación

En revisión

Central 6 0 0 Oriental 87 10 1 Occidental 34 0 4 Noroeste 130 48 2 Norte 38 0 1 Noreste 84 5 3 Peninsular 182 2 3 Baja California 47 0 0 Sistema Interconectado Nacional 1 0 1

TOTAL 609 65 15 La actualización de los siguientes esquemas de alivio para mejorar la seguridad y confiabilidad del SIN fueron los estudios eléctricos más relevantes, en los cuales se revisaron las lógicas de operación y se acordaron con el Transportista las adecuaciones necesarias de su implementación en las instalaciones eléctricas asociadas: Actualización del DAC SUR-NES ante la contingencia sencilla en los corredores Champayán/Tres

Mesas-Güémez y Güémez-Lajas para permitir la transmisión de un flujo de 1,700 MW en el corredor CPY/TMS-GUE.

Evaluación del DAC SUR-NES para las siguientes contingencias: o Contingencia sencilla del CEV de GUE. o Contingencia doble CPY-GUE ante un flujo de 1,700 MW en el corredor CPY/TMS-GUE. o Contingencias de unidades de generación para la evaluación del DAC MZD-TED. o Se determinó la no viabilidad técnica para incrementar el límite de transmisión CPY-GUE

a 1,800 MW. o Contingencia doble en el corredor Mazatlán – Tepic Dos con la operación del DAC SUR-

NES y el DAC implementado en la Gerencia de Control Regional Noroeste.

Actualización del EAR para contingencia sencilla de cualquiera de las líneas del corredor de Tepic Dos - Cerro Blanco y la contingencia doble en el corredor Cerro Blanco – Tesistán en sentido Noroeste-Occidental donde se requiere un DAG y evaluación de una DAC para un flujo en sentido Occidental-Noroeste para los mismos corredores.



Evaluación de un EAR para desconexión automática de carga ante contingencia sencilla en los corredores Tabasco Potencia - Escárcega y Escárcega - Ticul de 400 kV.

Evaluación de un EAR en el corredor de transmisión Nacozari - Nuevo Casas Grandes ante contingencia sencilla para incrementar el límite de transmisión.

Evaluación del DAG de Agua Prieta Dos para ver su utilidad en el amortiguamiento de oscilaciones ante la doble contingencia del corredor Nacozari – Nuevas Casas Grandes, por la próxima entrada en servicio de la red de 400 kV en la GCR Noroeste.

Evaluación de un EAR para contingencia sencilla en el corredor Villa de García – Ramos Arizpe Potencia con la finalidad de incrementar el límite de transmisión por dicho corredor mediante la implementación de un DAG.

Evaluación del Esquema de Corte de Carga por Baja Frecuencia vigente para los escenarios de

demanda máxima de verano de 2017, máxima de verano 2018 pronosticada, demanda mínima típica y máxima penetración de fuentes renovables de energía.

E) CONGESTIONES EN ENLACES RELEVANTES.

CONGESTIÓN ENLACES MALPASO/MANUEL MORENO TORRES-TABASCO Y HACIA LA PENÍNSULA DE

YUCATÁN

La congestión de los enlaces de Malpaso a Tabasco y hacia la Península, en general, fue debido a falta de suministro de gas natural hacia el gasoducto de Mayakán, lo cual implicó hacer un mayor uso de la generación disponible instalada en el Sistema Eléctrico Peninsular, incluyendo el uso de generación de baja eficiencia a base de diésel. Llegando afectar el suministro eléctrico por esta causa en una ocasión. Se presentaron 130 Estados Operativos de Alerta y 1 Estado Operativo de Emergencia por el flujo Malpaso/Manuel Moreno Torres-Tabasco; 35 Estados Operativos de Alerta y 2 Estados Operativos de Emergencia por el flujo hacia la Península de Yucatán.



Gráfico No. 9. Enlaces Malpaso-Tabasco y hacia la Península de Yucatán

CONGESTIÓN ENLACE SALIENDO DE ZONA HERMOSILLO El enlace saliendo de la Zona Hermosillo se estuvo operando muy cercano a su límite de capacidad de transporte la mayor parte del periodo, lo anterior debido a que se tuvieron mayores recursos de generación en esa zona del país y por requerimiento en el resto del SIN debido a los costos competitivos de esta generación. Por lo anterior, se incrementó la supervisión y se realizó una mayor cantidad de estudios eléctricos en línea para asegurar que la desconexión de alguna de esas líneas no trajera consigo afectaciones al suministro, situación que se logró. Se presentaron 83 Estados Operativos de Alerta.


Informe de Autoevaluación de la Gestión

Primer Semestre 2018

Gráfico No. 10. Saliendo de Zona Hermosillo

CONGESTIÓN ENLACES ENTRANDO A CHIHUAHUA Y NORESTE-NORTE

La congestión en las compuertas Noreste-Norte y Entrando a Chihuahua se debió, en general, a las altas temperaturas lo que provocó aumento de demanda en la parte norte del país; adicionalmente la falla de unidades generadoras y falta de suministro de gas. Llegando a afectar el suministro eléctrico en 4 ocasiones. Se presentaron 72 estados Operativos de Alerta y 8 Estados Operativos de Emergencia por el flujo Noreste-Norte; 63 Estados Operativos de Alerta y 15 Estados Operativos de Emergencia por el flujo entrando a Chihuahua.

Gráfico No. 11. Enlaces Noreste-Norte y entrando a Chihuahua

CONGESTIÓN ENLACE VILLA DE GARCÍA- RAMOS ARIZPE POTENCIA

El enlace Villa de García hacia Ramos Arizpe Potencia se estuvo operando en algunos periodos cerca de su límite de capacidad de transporte originado por mayores recursos de generación en esa zona del país y requerimiento en el resto del SIN debido a los costos competitivos de esta generación. Por lo anterior, se incrementó la supervisión y se realizó una mayor cantidad de estudios eléctricos en línea para asegurar que la desconexión de alguna de esas líneas no trajera consigo afectaciones al suministro, situación que se logró. Se presentaron 18 Estados Operativos de Alerta.

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Gráfico No. 12. Villa de García a Ramos Arizpe Potencia

CONGESTIÓN ENLACE CHAMPAYÁN–GÜEMEZ

La congestión en la compuerta Champayán – Güemez se debió, en general, a las altas temperaturas, lo que provocó aumento de demanda en la parte norte del país; adicionalmente influyeron las fallas de unidades generadoras y falta de suministro de gas. Llegando afectar el suministro eléctrico en una ocasión. Se presentaron 9 Estados Operativos de Alerta y 2 Estados Operativos de Emergencia.

Gráfico No. 13. Enlace Champayán – Güemez

CONGESTIÓN ENLACE MAZATLÁN–CULIACÁN La congestión en la compuerta Mazatlán-Culiacán se debió, en general, a las altas temperaturas, lo que provocó aumento de demanda en el noroeste del país, indisponibilidad de generación hidroeléctrica por contaminación del Río El Fuerte ante problemas en minera. Llegando afectar el suministro eléctrico en 2 ocasiones. Se presentaron 10 Estados Operativos de Alerta y 3 Estados Operativos de Emergencia.

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Informe de Autoevaluación de la GestiónPrimer Semestre 2018

Gráfico No. 14. Enlace Mazatlán-Culiacán

Con base a las condiciones operativas del sistema en cumplimiento a lo estipulado en el código de red se realizaron declaratorias de 671 Estados Operativos de Alerta y 42 Estados Operativos de Emergencia asociados a los corredores de transmisión comentados. En las siguientes gráficas se muestra el resumen de los Estados Operativos más significativos.

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Gráfico No. 15. Estadística de Estados Operativos más importantes

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Gráfico No. 16. Estadística de Causas de los Estados Operativos.

F) PLANEACIÓN OPERATIVA DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL.

OPTIMIZACIÓN DE USO DE ENERGÍA HIDRÁULICA

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

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Gráfico No. 14. Comparación de energía almacenada planeada vs real

De acuerdo con el gráfico anterior, la energía almacenada al 30 de junio de 2018 muestra un decremento por 955 GWh con respecto al valor planeado, el cual fue originado por diversos factores:

El incremento de temperatura que se presentan a partir del mes de mayo, lo cual mantiene una relación estrecha con el aumento de demanda de energía eléctrica.

El 06 de junio 2018 se presentó la demanda máxima histórica del Sistema Interconectado Nacional, con un valor de 46,813 MW.

El incremento en la tasa de falla y degradación en las Unidades de Central Eléctrica, como se observa en la siguiente tabla:

Mes Falla Degradación

(MW) (MW)

Mayo 5,090 6,257 Junio 4,819 7,291 Total 9,908 13,547

En síntesis, la energía almacenada en las grandes centrales hidroeléctricas se decrementó del orden de 1 TWh durante el primer semestre del 2018 con respecto al valor planeado, ante el incremento en los volúmenes de extracción para compensar el déficit por falla y degradación de Unidades de Centrales Eléctricas y mantener el abasto de energía eléctrica ante los niveles crecientes de demanda registrados a partir del mes de mayo.

10,826

GWh

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ESTUDIOS DE PLANEACIÓN OPERATIVA DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL

Durante los primeros meses de 2018 se concluyeron los estudios eléctricos para analizar las condiciones operativas del Sistema Interconectado Nacional previstas durante los periodos de demanda máxima del verano de 2018, con la finalidad de identificar las estrategias que contribuyan a mejorar la confiabilidad del suministro eléctrico. La previsión de la demanda máxima para el Sistema Interconectado Nacional se calculó en 46,312 MW, quedando 500 MW por debajo del valor real que se presentó el 6 de junio de 2018. Los estudios eléctricos realizados permitieron prever que debido al incremento de demanda e indisponibilidad de la capacidad de generación por las tasas prevalecientes de falla y degradación en Centrales Térmicas por insuficiencia de gas y combustóleo, se tendrían condiciones de riesgo operativo por congestión en los corredores de transmisión Noreste-Norte, Flujo entrando a Chihuahua, Champayán-Güémez, Malpaso-Tabasco y Oriental-Peninsular, además de niveles de reserva operativa en el Sistema Interconectado Nacional por debajo de lo establecido en el Código de Red.

Derivado de estos estudios, se determinaron las siguientes estrategias operativas para reducir el riesgo operativo:

El programa de mantenimiento se deberá cumplir en tiempo y forma, evitando retrasos en la

reincorporación de las unidades que regresan de su mantenimiento; Gestionar la importación de gas para utilizarse en los meses de mayo a agosto de 2018, de

manera tal que permita depender en menor grado del recurso hidráulico y asegurar un suministro adecuado de este combustible.

Analizar operación con mezcla de gas y combustóleo en centrales de CFE como es el caso de la Central Manzanillo.

Prever la utilización de la Tarifa I-15 en los periodos donde pudiera no cumplirse con el criterio de Reserva Operativa.

Prever la utilización de Diesel en las centrales eléctricas, particularmente en el ámbito operativo de la Gerencia de Control Regional Peninsular, que sean factibles de operar con este recurso.

Se aplicó la metodología para determinar el requerimiento de Potencia por Confiabilidad a fin de incrementar los tiempos de operación en estado Normal en el SIN, a fin de determinar en forma preliminar los refuerzos de Potencia que mejoren la seguridad operativa del SIN en cuanto a reducir la congestión en los corredores de la Red Nacional de Transmisión más cargados, cumplir con los requerimientos de Reserva de Planeación y de Reserva Operativa y mejorar el soporte de voltaje en las zonas con déficit de potencia reactiva.

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Se analizaron las condiciones operativas para verano 2018 en la red eléctrica de la Península de Yucatán al instalar 60 MW de capacidad adicional de generación mediante unidades móviles disponibles en la Gerencia de Control Regional Occidental.

Se dio inicio a la sistematización del cálculo de límites máximos de transferencia de potencia de los principales corredores de la Red Nacional de Transmisión, lo cual es requerido para mejorar la granularidad de esta información para el control operativo, las operaciones del Mercado de Energía de Corto Plazo y generar los insumos requeridos para la Subasta de Derechos Financieros de Transmisión.

Durante el mes de marzo de 2018 se concluyó el estudio eléctrico para analizar las condiciones operativas del Sistema Interconectado Nacional previstas durante el período de demanda mínima de semana santa, con la finalidad de identificar las estrategias que contribuyan a mejorar el control de voltaje.

G) Tecnologías de Información y Comunicaciones.

Las acciones descritas en este apartado tienen como propósito informar la situación de las tecnologías de información y comunicaciones del CENACE, tanto para actividades sustantivas como administrativas de la entidad ejecutadas durante el primer semestre de 2018.

Por lo que, a fin de asegurar la gobernabilidad y la planeación operativa de éstas, a través de las 3 Subdirecciones y 6 Unidades de especialidad que conforman la Dirección de Tecnologías de la Información y Comunicaciones (DTIC), con el apoyo de las áreas de TIC de las Gerencias de Control Regional; se concretaron en conjunto las siguientes actividades relevantes a destacar:

Como parte de la Planeación de TIC, se obtuvieron de conformidad con el Decreto de Austeridad y sus Lineamientos, publicados en el DOF el 10 de diciembre de 2012 y 30 de enero de 2013 respectivamente; así como lo señalado en el artículo 9 del “Acuerdo que tiene por objeto emitir las políticas y disposiciones para la Estrategia Digital Nacional, en materia de tecnologías de la información y comunicaciones, y en la de seguridad de la información, así como establecer el Manual Administrativo de Aplicación General en dichas materias”, publicado en el mismo diario oficial el 4 de febrero de 2016; las opiniones normativas para proceder a llevar a cabo la contratación de los siguientes proyectos:

1. Renovación de suscripción de licencias soporte técnico y mantenimiento correctivo de equipos de seguridad WAF.

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2. Contrato abierto para derechos de uso y servicios de mantenimiento del software diverso para CENACE.

3. Renovación de suscripción de licencias de software para monitoreo de equipos de cómputo.

4. Arrendamiento de equipo de comunicaciones marca Cisco para edificio corporativo del CENACE.

5. Contrato abierto para derechos de uso de software para gestión de servicios de tecnologías de la información y comunicaciones de CENACE.

Con la finalidad de difundir las recomendaciones emitidas por el Órgano Interno de Control, se efectuaron platicas dirigidas al personal de la DTIC, los días 19 y 27 de febrero, sobre mejores prácticas en materia de contrataciones.

Durante el mes de junio, en coordinación con las Gerencias de Control Regional, se iniciaron los trabajos colaborativos relacionados a la Planeación Estratégica de la Dirección de Tecnologías de la Información y Comunicaciones 2019, mediante el ejercicio de Análisis FODA, para entender los retos y perspectivas en materia de TIC de la institución. En los meses siguientes se continuará con el ejercicio de planeación para concluir con los PETIC de 2019 y la visión al 2021.

Se elaboraron los mecanismos de planeación y proyección de inversión para 2019 por un monto de 874 MDP.

En lo relacionado a los sistemas de información de CENACE, se realizaron las siguientes funciones:

o Se atendieron satisfactoriamente las actividades relacionadas con el plan de aplicación de mejora e innovación continua de formulario web, coordinado por la Unidad de Gobierno Digital de la Secretaría de la Función Pública, a través de la herramienta gobtools, para la Ola 30, para los 3 trámites comprometidos por la institución.

o Se destaca la publicación de aplicativos informáticos que apoyan la operación del mercado eléctrico mayorista, como son los siguientes sistemas: la Consola de Pagos, el Sistema de Administración para Puesta en Servicio de Equipo (SAPPSE), el Sistema de Administración de Subastas (SAS) y el Software de Programación Financiera.

Se digitalizó un proceso administrativo comprometido en las Bases de Colaboración del Programa de Gobierno Cercano y Moderno; Portal de Oficios de Comisión (POC). Este proceso digitalizado fue inscrito al Premio a la Innovación en Transparencia 2018.

Se desarrolló el Sistema de Evaluación del Desempeño (SED), que permite realizar la evaluación de todo el personal del CENACE a fin de optimizar las relaciones laborales

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conciliando los intereses y aspiraciones de los trabajadores con las necesidades y objetivos institucionales.

Se liberó el proceso de Digitalización de los Estudios de Conexión e Interconexión Subdirección de Planeación; este proyecto permite la administración documental de los estudios de conexión e interconexión, mediante el uso de un repositorio institucional.

Se aplicó el protocolo seguro https para todas las aplicaciones de alcance nacional, dando mayor confiabilidad y seguridad a los procesos sistematizados dentro de la institución.

Se llevaron a cabo las siguientes acciones para el Proyecto del nuevo SCADA/EMS del CENACE:

o En los primeros meses del año se realizaron reuniones entre el personal especializado del CENACE con el proveedor adjudicado, en las cuales se detallaron los criterios de aceptación del Sistema SCADA/EMS; cronograma de entregas, especificaciones técnicas y capacitación, tomando en cuenta las características y ventajas de innovación tecnológica del SPECTRUM 7, los cuales quedaron plasmados en el primer entregable del proyecto (SOW - Statement of Work).

o Se reciben en sitio los equipos de redes para las gerencias regionales: Central, Occidental, Norte, Noreste, Baja California, La Paz, Peninsular y se reciben en la fábrica del proveedor, los equipos de redes de las gerencias del Centro Nacional, Centro Alterno, Oriental y Norte.

o Actualmente y de acuerdo con lo programado, está en proceso la conversión de las Bases de Datos del actual sistema SCADA/EMS que será montada en los equipos del nuevo sistema SCADA/EMS.

o Se mantienen en contrato de mantenimiento por el proveedor ABB los sistemas SCADA-EMS del Centro Nacional, Centro Alterno y las 8 gerencias regionales, y el proveedor SIEMENS para la Subárea de Control la Paz, lo que ha permitido tener un sistema robusto, estable, y dentro de los estándares de calidad que exige el Sistema Eléctrico Nacional.

Con el objetivo de mantener la certificación del Servicio de “Adquisición de Datos en Tiempo Real para el Sistema Eléctrico Nacional” bajo los estándares de la norma ISO/IEC 20000-1:2011 y su correspondiente en México NMX-I-20000-1-NYCE-2012, este año se realizará la recertificación de este, debido a que dicho certificado tiene una fecha de expiración al 21 de diciembre de 2018. Al respecto, durante el primer semestre de 2018, se han llevado a cabo las siguientes acciones:

o Seguimiento e informe al Órgano Interno de Control de hallazgos de auditorías internas y externas practicadas en 2017.

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o Planeación de auditorías internas, para la Gerencia Nacional, la Gerencia del Centro Alterno, y las 8 Gerencias de Control Regional, con el objetivo de cumplir con los requisitos que solicita la norma.

o Se realizó estudio de mercado y gestión para la contratación de la Auditoria Externa, para mantener el certificado SGTI-001.

En materia de Infraestructura, se tienen los siguientes hitos:

Está en proceso de diseño de nueva arquitectura de comunicaciones para obtener mayor confiabilidad en la red de comunicaciones.

Implementación de la red MPLS de comunicaciones en todas las Gerencias de Control Regional, CENAL, CENALTE y Corporativo, incrementando con ello la confiablidad y seguridad para todos los procesos de la Institución.

Está en proceso un análisis del estado actual de la red comunicaciones para renovación, consolidando los requerimientos para gestionar una cartera de comunicaciones.

Creación de grupos de atención de segundo nivel para todos los servicios brindados por la DTIC y con ello contar con mecanismos de atención especializada de los diversos servicios.

Seguimiento a la capacitación especializada encaminada a contar con ingenieros certificados en el área de seguridad y comunicaciones, y en las nuevas tecnologías que se incluyen en el nuevo sistema SCADA/EMS.

Se realiza permanentemente una supervisión, monitoreo y reportes de incidentes en la infraestructura del CENACE.

En materia de ciberseguridad, al primer semestre de 2018 se destacan las siguientes actividades:

Renovación del licenciamiento de equipos de seguridad, que nos permite proteger los aplicativos del MEM.

Renovación de suscripción de licencias de software para el monitoreo de los equipos de cómputo, utilizado para minimizar la fuga de información en las Subastas de Mediano y Largo Plazo.

Se realiza permanentemente la supervisión, monitoreo, reporte y seguimiento de incidentes de seguridad en las Gerencial de Control, CENAL, CENALTE y Corporativo.

Se realizan análisis de vulnerabilidad a diferentes aplicaciones internas, de acuerdo con lo señalado en el artículo 18 del “Acuerdo que tiene por objeto emitir las políticas y disposiciones

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para la Estrategia Digital Nacional, en materia de tecnologías de la información y comunicaciones, y en la de seguridad de la información, así como establecer el Manual Administrativo de Aplicación General en dichas materias”, publicado en el mismo diario oficial el 4 de febrero de 2016.

Se actualiza el acta de conformación del Grupo Estratégico de Seguridad de la Información (GESI), el cual es el encargado del establecimiento de la Directriz de Administración de Seguridad de la Información y de dar seguimiento a las acciones de mejora continua en la materia.

Se actualizan las actas de conformación de los equipos; equipo de respuesta a incidentes de seguridad en TIC en la Institución (ERISC), equipo de trabajo de Infraestructura Critica (ETIC) y el equipo de trabajo de Análisis de Riesgos (ETAR).

H) AVANCES CON RELACIÓN A LA OPERACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA.

PROCESO DE EJECUCIÓN DEL MERCADO DEL DÍA EN ADELANTO

Uno de los principales insumos para la ejecución del MDA, son las ofertas de compra y venta de Energía Eléctrica, las cuales presentan los Participantes del Mercado a través del Sistema de Recepción de Ofertas diseñado para tal fin. Actualmente se envían las ofertas de compra y venta de forma separada para el Sistema Interconectado Nacional (SIN), el Sistema Interconectado Baja California (BCA) y el Sistema Interconectado Baja California Sur (BCS).

Al 30 de junio de 2018, se tienen registrados en el Catálogo Maestro del Mercado Eléctrico Mayorista un total de 509 ofertas de venta de Energía y 3 Ofertas de venta de Energía de Contratos de Interconexión Legados (CIL) que incluye 230 Generadores y 20 de importación y 2 de Exportación, el total de las ofertas de venta de energía se distribuyen en el gráfico siguiente:

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PRECIO MARGINAL LOCAL

El Precio Marginal Local, se define como el precio de la energía en un nodo determinado en el Sistema Eléctrico Nacional para un periodo definido, a partir del precio marginal de energía en un NodoP1 en el Modelo Comercial del Mercado, calculado por el CENACE para el Mercado de Energía de Corto Plazo.

El precio Marginal Local, es el resultado de tres componentes:

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

1 Nodo de Precio: Un NodoP corresponde a un NodoC (nodo de conectividad) individual o un conjunto de NodosC donde se modela la inyección o retiro físicos y para el cual un Precio Marginal Local se determina para las liquidaciones financieras en el Mercado Eléctrico Mayorista.

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

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

Desde el arranque del Mercado de Energía de Corto Plazo para cada Sistema Interconectado, diariamente se reciben Ofertas de Compra2 de Energía y Ofertas de Venta3 de Energía y Servicios Conexos antes de las 10:00 horas, con las ofertas y otros insumos calculados por el CENACE, se ejecuta el modelo de optimización AU-MDA, en cual asigna y despacha Unidades de Central Eléctrica en el Mercado del Día en Adelanto; con esta herramienta se decide el programa horario de arranques, paros, cambios de configuración, potencias de generación y asignación de los Servicios Conexos, determinando los Precios Marginales Locales de la energía y los precios de los Servicios Conexos por zonas de reserva.

Para el Sistema Interconectado Nacional, se han calculado los Precios Marginales Locales de forma horaria, para un total de 181 días, del 1 de enero de 2018 al 30 de junio de 2018, dichos precios oscilan entre los rangos de -794.79 $/MWh y 12,720 $/MWh, los cuales se presentaron los días 14 de junio para el mínimo publicado y 02 de junio para el máximo publicado.

El precio promedio para el periodo que comprende del 1 de enero de 2018 al 30 de junio del 2018 se estable en 1,559.35 $/MWh. Los precios para el periodo antes descrito se muestran en la gráfica siguiente:

2 La oferta en cantidad y ubicación que hacen los Participantes del Mercado para adquirir energía en el Mercado de Energía de Corto Plazo en términos de energía neta.

3 La oferta en cantidad, ubicación y precio que hacen los Participantes del Mercado para vender energía y Servicios Conexos en el Mercado de Energía de Corto Plazo en términos de energía neta.

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Gráfico No 1

Para el Sistema Interconectado Baja California, se han calculado los Precios Marginales Locales de forma horaria, para un total de 181 días del 1 de enero de 2018 al 30 de junio de 2018, dichos precios oscilan entre los rangos de -1,448.16 $/MWh y 11,400.48 $/MWh, los cuales se presentaron el día 13 de mayo para el mínimo publicado y el 8 de mayo de 2018 para el máximo publicado. El precio promedio para el periodo que comprende del 1 de enero de 2018 al 30 de junio de 2018 se estable en 432.29 $/MWh. Los precios para el periodo antes descrito se muestran en la gráfica siguiente:

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Gráfico No 2

Para el Sistema Interconectado Baja California Sur, se han calculado los Precios Marginales Locales de forma horaria, para un total de 181 días del 1 de enero de 2018 al 30 de junio del 2018, dichos precios oscilan entre los rangos de 1,450.51 $/MWh y 4,953.55 $/MWh, los cuales se presentaron el día 11 de abril para el mínimo publicado y el día 13 de junio de 2017 para el máximo publicado. El precio promedio para el para el periodo que comprende del 1 de enero de 2018 al 30 de junio del 2018 se estable en 2,554.52 $/MWh. Los Precios para el periodo antes descrito se muestran en la gráfica siguiente:

Gráfico No 3

SERVICIOS CONEXOS

Los Servicios Conexos son los servicios vinculados a la operación del Sistema Eléctrico Nacional y que son necesarios para garantizar su Calidad, Confiabilidad, Continuidad y Seguridad, entre los que se podrán incluir: las reservas operativas, las reservas rodantes, la regulación de frecuencia, la regulación de voltaje y el arranque de emergencia, entre otros. El CENACE deberá adquirir los Servicios Conexos requeridos para la Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional en términos del Código de Red y sus disposiciones operativas que emita la Comisión Reguladora de Energía. En el Código de Red y sus disposiciones operativas se determinarán los requisitos para considera a una Unidad de Central Eléctrica o Recurso de Demanda Controlable como prestadora de los siguientes Servicios Conexos: a) Regulación Primaria, b) Reservas: i) De Regulación Secundaria; ii) Rodantes; iii)

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No rodantes; iv) Operativas y; v) Suplementarias, c) Control de voltaje y potencia reactiva y, d) Arranque de emergencia, operación en isla y conexión a bus muerto.

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

i) Reservas de Regulación Secundaria;

ii) Reservas Rodantes;

iii) Reservas Operativas; y

iv) Reservas Suplementarias.

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

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

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

iii) Arranque de emergencia, operación en isla y conexión a bus muerto del sistema, los cuales serán pagados bajo tarifas reguladas determinadas por la Comisión Reguladora de Energía.

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

Dichas Zonas de Reserva se establecen por Sistema Interconectado, resultando para:

a) Sistema Interconectado Nacional:

El CENACE redefinió las Zonas de Reserva del Sistema Interconectado Nacional, pasando de tener cuatro zonas de reserva a una sola Zona de Reserva a partir del 24 de mayo de 2018.

b) Sistema Interconectado Baja California:

i) A partir del día de operación del 07 de septiembre de 2017 se considera una sola zona de reserva la cual será denominada BCA

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c) Sistema Interconectado Baja California Sur:

i) A partir del día de operación del 19 de diciembre de 2017 se considera una sola zona de reserva la cual será denominada Zona Baja California Sur

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

Gráfico No 1

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

i) Reserva de regulación Secundaria (RREG);

ii) Reserva rodante de 10 minutos (RR10);

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

iv) Reserva rodante suplementaria (RRS) y;

v) Reserva no rodante suplementaria (RNRS).

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Los precios promedio para los 5 tipos de reserva quedaron definidos en 517.51 $/MWh para la RREG, 160.93 $/MWh para la RR10, 17.28 $/MWh para la RNR10, 16.84 $/MWh para la RRS y RNRS, respectivamente. Los precios promedio horario de los 5 tipos de reserva del periodo del 01 de enero al 30 de junio de 2018, se muestran en la figura siguiente:

Gráfico No 2

Para el Sistema Interconectado Baja California, los precios promedio para los 5 tipos de reserva quedaron definidos en 170.84 $/MWh para la RREG, 117.33 $/MWh para la RR10, 80.46 $/MWh para la RNR10, 5.36 $/MWh para la RRS y RNRS, respectivamente. Los precios promedio horario de los 5 tipos de reserva del periodo del 01 de enero al 30 de junio de 2018, se muestran en la figura siguiente:

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Gráfico No 3

Para el Sistema Interconectado Baja California Sur, los precios promedio para los 5 tipos de reserva quedaron definidos en 125.93 $/MW-h para la RREG, 95.71 $/MW-h para la RR10, 95.71 $/MW-h para RNR10, y 43.51 $/MW-h para RRS y RNRS, respectivamente. Los precios promedio horario de los 5 tipos de reserva del periodo del 01 de enero al 30 de junio de 2018, se muestran en la figura siguiente:

Gráfico No 4

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PUBLICACIÓN DE PRECIOS Y RESULTADOS DEL MERCADO DEL DÍA EN ADELANTO

CONGESTIONES RELEVANTES EN EL MERCADO DEL DÍA EN ADELANTO

El Componente de Congestión Marginal es la parte del Precio Marginal Local que representa el costo marginal de congestionamiento en cada NodoP. El algoritmo para el Despacho Económico calcula el Precio Marginal Local en cada NodoP, dicho Precio Marginal está compuesto de tres componentes:

i) Componente de energía marginal.

ii) Componente de congestión marginal.

iii) Componente de pérdidas marginales.

Para cada hora del Día de Operación, los componentes de los Precios Marginales Locales dependen de la selección de un nodo de referencia en cada sistema interconectado, aunque la suma de los componentes es independiente del nodo de referencia elegido. El componente de congestión de los Precios Marginales Locales se calcula a partir de los valores óptimos de las variables duales del conjunto de restricciones de transmisión que están activas en la solución óptima, multiplicado por la sensibilidad del flujo de potencia en los elementos de la red de transmisión respecto a inyecciones de potencia en cada nodo, cuando éstas son compensadas en el nodo de referencia.

Para el periodo que comprende desde el 01 de enero al 30 de junio de 2018, el enlace con mayor número de horas de congestión es el 6-02 ENL NES CID-LAA USA-Sistema Interconectado Nacional, el cual presentó 45.38 % de horas congestionado de un total de 4343 horas comprendidas en el periodo desde el 01 de enero al 30 de junio de 2018, con un costo marginal promedio de 684.61 $/MWh, caso contrario se presenta en el enlace 4-7 CHO 400-230, el cual solo presenta congestión un 0.023 % de tiempo, con un costo marginal promedio asociado de -147.5 $/MWh. El resumen de los enlaces con mayor número de horas congestionados y con un valor de costo marginal promedio asociado a dicho congestión, se presenta de manera resumida en la figura siguiente:

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Gráfico No 1

MERCADO DE TIEMPO REAL

El Mercado en Tiempo Real (MTR) está constituido de tres principales procesos, la Asignación de Unidades de Tiempo Real (AUTR), el Despacho Económico con Restricciones de Seguridad Multi-Intervalo (DERS-MI) y el Despacho Económico con Restricciones de Seguridad por Intervalo (DERS-I).

Durante el primer semestre el 2018, derivado de las mesas de trabajo para la sintonización de las herramientas MTR-RID en interacción con personal del CENACE y del Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias (INEEL), se emprendieron las siguientes acciones:

El CENACE redefinió las Zonas de Reserva del sistema interconectado Nacional, considerando una sola Zona de Reserva a partir del 24 de mayo uno de los principales beneficios que se obtuvieron con este ajuste se encuentran: un mayor grado de cumplimiento de los requisitos de reservas, reduciendo con esto las situaciones de escasez identificadas por los modelos matemáticos y, la reducción de las instrucciones de arranque y paro de las Unidades de Central Eléctrica.

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Se aseguro que los puntos bases que genera el DERS-I para la reserva de regulación secundaria (RRS) estuvieran dentro de los límites de regulación sintonizados de las UCE´s.

Se redujo el tiempo en la lectura de información para realizar la ejecución del DERS-MI de T-

10 a T-5 con lo que se aseguró que dicha información se acercara a la operación en Tiempo Real.

En el primer semestre del 2018 se realizaron la séptima y octava prueba de los procesos del MTR para el Sistema Interconectado Nacional, encontrándose mejora en la diferencia del desbalance entre la demanda y generación observada en tiempo real y los algoritmos del MTR. Se continua al mapeo de las unidades de mercado con el Estimador de Estado, así mismo se observó que las banderas de disponibilidad de RRS de los procesos de MDA y MTR sean compatibles con los modos de control en la operación de Tiempo Real, para esta adecuación se está en proceso de adecuación.

Se elaboró plan de acciones para la entrada en operación de las herramientas MTR-RID a lazo

abierto de manera continua en conjunto CENACE y el Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias (INEEL), para el segundo semestre del 2018, continuando con el proceso de sintonización de la herramienta con la operación en Tiempo Real.

PROCESO DE EJECUCIÓN DEL MERCADO DE TIEMPO REAL “EXPOST”

Actualmente se han calculado los Precios Marginales Locales de forma horaria para el Sistema Interconectado Nacional, para un total de 181 días, desde el 01 de enero hasta el 30 de junio de 2018, que registró un promedio de 1,718.86 $/MWh con un máximo 10,000.00 $/MWh aproximadamente, el cual se presentó el día 08 de junio de 2018.

Los precios para el periodo antes descrito se muestran en el gráfico siguiente:

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PML MÍNIMOS, MÁXIMOS Y PROMEDIOS DEL SIN DEL 1 DE ENERO AL 30 DE JUNIO DE 2018.

Asimismo, se han calculado los Precios Marginales Locales de forma horaria para el Sistema Baja California, para un total de 181 días, desde el 01 de enero hasta el 30 de junio de 2018, que registró un promedio de 498.96 $/MWh con un máximo 6,828.83 $/MWh aproximadamente, el cual se presentó el día 15 de junio de 2018 Los precios para el periodo antes descrito se muestran en el gráfico siguiente:

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PML MÍNIMOS, MÁXIMOS Y PROMEDIOS DE BCA DEL 1 DE ENERO AL 30 DE JUNIO DE 2018.

Finalmente, se han calculado los Precios Marginales Locales de forma horaria para el Sistema Baja California Sur, para un total de 181 días, desde el 01 de enero hasta el 30 de junio de 2018, que registró un promedio de 2,777.98 $/MWh con un máximo 6,126.78 $/MWh aproximadamente, el cual se presentó el día 25 de junio de 2018. Los Precios para el periodo antes descrito, se muestran en el gráfico siguiente:

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PML MÍNIMOS, MÁXIMOS Y PROMEDIOS DE BCS DEL 1 DE ENERO AL 30 DE JUNIO DE 2018

RESULTADOS DEL MERCADO PARA EL BALANCE DE POTENCIA 2018

El día 28 de febrero de 2018, el CENACE ejecutó el Mercado para el Balance de Potencia correspondiente al año de producción 2017, donde los Precios de Potencia en cada sistema interconectado para dicho año y las cantidades liquidadas en cada Zona de Potencia se muestran en la siguiente tabla:

ZONA DE POTENCIA PRECIO DE POTENCIA

(Pesos/MW-año)

MONTO TOTAL LIQUIDADO POR

POTENCIA (pesos)

Sistema Interconectado Nacional (SIN) 709,625.1164 4,665,228,037.08 Sistema Interconectado Baja California (BCA)

594,112.2267 325,689,828.82

Sistema Interconectado Baja California Sur (BCS)

2,754,685.1434 573,063,899.32

La diferencia en los precios de la Potencia, así como en los montos totales liquidados por Potencia entre los años de producción 2016 y 2017, se puede explicar mediante la variación en la disponibilidad

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de los recursos, la variación de los precios del mercado de corto plazo, así como de las Transacciones Bilaterales de Potencia registradas, entre otros factores.

MEDICIONES, LIQUIDACIONES Y RESPONSABILIDAD ESTIMADA AGREGADA Liquidaciones En este apartado se presentan las acciones realizadas y los resultados observados durante el primer semestre de 2018. La información expone los resultados obtenidos por la Unidad de Operaciones Comerciales (UOC) en materia de mediciones para liquidaciones, el proceso de liquidaciones, emisión de Estados de Cuenta Diarios, y el cálculo de la Responsabilidad Estimada Agregada (REA). Al respecto es importante mencionar que durante el primer semestre del año 2018 se desarrollaron diversos sistemas derivados de actualizaciones en la normatividad, así como sistemas que permitirán automatizar la ejecución de los procesos al interior del CENACE permitiendo garantizar la consistencia de las mediciones, liquidaciones y REA y que adicionalmente le permitirán a los Participantes de Mercado automatizar sus procesos. A continuación, se presentan los avances obtenidos. PUBLICACIÓN DE INFORMACIÓN ADICIONAL DE LAS LIQUIDACIONES DIARIAS. Con el fin de brindar mayor transparencia a las operaciones comerciales realizadas en el Mercado Eléctrico Mayorista y dar certidumbre a las liquidaciones realizadas a diario a los Participantes de Mercado, a partir del día 5 de marzo de 2018, comenzó a publicarse dentro del área segura del Sistema de Información de Mercado 3 reportes (horario, diario y compras de energía) que le permitirá a los Participantes de Mercado replicar el cálculo de los precios de distribución para los diferentes tipos de cargo y pago (incluidos los pagos diarios al FSUE) por Sistema Interconectado. En los reportes los Participantes podrán visualizar información referente a:

Exceso/Faltante Neto de Renta de Congestión en el MDA Garantía de Suficiencia de Ingresos en el MDA y MTR Sobrecobro de Pérdidas Marginales en el MDA dirigido al Fondo de Servicio Universal Eléctrico. Saldo de las Cuentas Incobrables Sobrecobro de Pérdidas Marginales devuelto a los PM en el MDA Exceso/Faltante Neto de Renta de Congestión en el MTR Exceso/Faltante Neto de Cobro por Pérdidas Marginales en el MTR Penalizaciones por Incumplimientos a las Instrucciones de Despacho Compras de Energía (en el MDA y físicas)

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Para lograr la publicación, al interior de la UOC se generaron las consultas de base de datos que permiten publicar dicha información de manera automática para todas las fechas de liquidación incluidas en un Estado de Cuenta (liquidación original, re-liquidación inicial, intermedia, final y por controversia).

PUBLICACIÓN DEL MANUAL DE LIQUIDACIONES El 12 de enero de 2018 se publicó en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el Manual de Liquidaciones el cual es el Manual de Prácticas de Mercado en el que se describen las fórmulas y los procedimientos de cálculo mediante los que se determinan los cargos y pagos a los Participantes de Mercado, los proveedores de servicios regulados para el Mercado Eléctrico Mayorista, a los representantes de los Contratos de Interconexión Legados y de los Sistemas Eléctricos Externos Interconectados, al Fondo de Servicio Universal Eléctrico y al Fondo de Capital de Trabajo. Hasta su publicación el personal adscrito a la UOC participó en diversas reuniones de trabajo en conjunto con la Secretaría de Energía las cuales tenían como objetivo brindar apoyo técnico en el desarrollo de dicho documento. GARANTÍA DE SUFICIENCIA DE INGRESOS EN EL MERCADO DE TIEMPO REAL. Como se comentó anteriormente, el pasado 12 de enero de 2018 se publicó en el DOF el Manual de Liquidaciones, el cual establece en su numeral 10.1.3 que:

“10.1.3 La Garantía de Suficiencia de Ingresos en el Mercado de Tiempo Real se aplicará a partir del día de operación 1 de enero de 2018. Sin embargo, los generadores podrán solicitar el pago de Garantía de Suficiencia de Ingresos en el Mercado de Tiempo Real asociados con días operativos anteriores a esta fecha; en dado caso el CENACE aplicará la Garantía de Suficiencia de Ingresos en el Mercado de Tiempo Real por los días solicitados, en el siguiente ciclo de re-liquidación.”

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Por este motivo a partir de la liquidación del día de operación 1 de enero de 2018 comenzó a aplicarse el cálculo de la Garantía de Suficiencia de Ingresos (GSI) en el Mercado de Tiempo Real (MTR). Como se observa en la gráfica siguiente, del día de operación 1 de enero al 30 de junio de 2018 se han realizado pagos por $4,782,356,926.60 pesos, de los cuales $86,880,026.06 corresponden a pagos realizados a Centrales Eléctricas operando en el Sistema Baja California (BCA), $78,650,873.68 corresponden a pagos realizados a Centrales Eléctricas operando en el Sistema Baja California Sur (BCS) y $4,616,826,026.86 corresponden a pagos realizados a Centrales Eléctricas operando en el Sistema Interconectado Nacional.

Nota: Información extraída de la Base de Datos de Liquidaciones considerando la máxima reliquidación disponible al día 16 de julio de 2018. Montos expresados

en pesos mexicanos.

No se omite mencionar que de conformidad a lo establecido en el numeral 10.1.3 diversos generadores solicitaron ante el CENACE el pago de la GSI en MTR correspondiente a periodos previos al 1 de enero de 2018, los cuales se ajustaron por medio del proceso de reliquidaciones. SITUACIÓN GENERAL DEL MEM DEL 01 DE ENERO AL 30 DE JUNIO DE 2018

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El primer semestre del año 2018 incluyó 180 días de operación en los cuales se emitieron 312,140 Estados de Cuenta Diarios en sus diferentes formatos (XML, PDF, HTML). En este punto, vale la pena destacar que en comparación con el mismo periodo del año 20174, en donde existían 25 Participantes de Mercado registrados y realizando operaciones en el MEM, al 30 de junio de 2018 se duplicó el número de participantes, ya que al concluir el primer semestre de 2018 se encontraron realizando operaciones 51 Participantes de Mercado (29 Generadores, 1 Suministrador de Servicios Básicos, 15 Suministradores de Servicios Calificados, 1 Generador de Intermediación, 5 comercializadores no suministradores) así como 5 Integrantes de la Industria Eléctrica (Transportista, Distribuidor, Fondo de Servicio Universal Eléctrico, Fondo de Capital de Trabajo y el propio CENACE). En cuanto a los montos liquidados, durante el primer semestre del año 2018 se transaccionaron un total de $721,756,933,465.17 pesos mexicanos (sumatoria cargos y pagos), es decir existió una disminución del 1% respecto a los montos transaccionados en el primer semestre de un año previo. Esta situación se explica básicamente por dos puntos:

1. En la liquidación del Mercado de Balance de Potencia (MBP) realizado en el año 20175 no existieron Transacciones Bilaterales de Potencia (TBPot), ocasionando que las Entidades Responsables de Carga (ERC) cubrieran su obligación de potencia directamente en el Mercado. Sin embargo, en la liquidación del MBP del año 2018 las ERC cubrieron el 87.44% de su obligación de potencia a través de TBPots. Esta situación provocó una disminución del 90% en la liquidación del MBP (pasando de $ 54,315,536,848.44 pesos en el primer semestre del año 2017 a $ 5,666,341,715.48 pesos en el primer semestre del año 2018).

4 A esta fecha, se registraron 18 Generadores, 1 Suministrador de Servicios Básicos, un Generador de Intermediación y 5 Suministradores Calificados; 4 Integrantes de la Industria Eléctrica (Transportista, Fondo de Servicio Universal Eléctrico, CENACE y Distribuidor).

5 El Mercado para el Balance de Potencia (MBP) es un mercado ex post que se realiza en forma anual, durante el mes de febrero de cada año. Es un mercado que se realiza con posterioridad a la conclusión del año de producción que corresponde. En este caso, el año de producción al que se hace referencia corresponde al año previo a la realización del mercado.

En las referencias realizadas en el presente documento, las cifras correspondientes al MBP del año 2017 obtenidas en febrero de ese año, corresponden al año de producción 2016 y, para el caso del MBP del año 2018, los valores liquidados corresponden al año de producción 2017.

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2. Otro concepto que disminuyó significativamente su liquidación fue el Servicio de Distribución el cual cayó en un 13%, esto se debe a que la Comisión Reguladora de Energía (CRE) emitió el acuerdo no. A-054-2017 mediante el cual deroga los acuerdos Quinto y Sexto del Acuerdo A/074/2015, es decir, elimina el cobro de la tarifa de distribución a Centrales Eléctricas. Por otro lado, por medio del acuerdo A/001/2018 la CRE adiciona el Criterio 3 al Acuerdo Primero del Acuerdo A/058/2016 estableciendo que la demanda que se aplicará a las tarifas de distribución será la mínima entre la máxima demanda anual y la demanda máxima mensual. Ambos acuerdos surtieron efecto a partir del 1 de diciembre de 2017.

Adicionalmente en comparación a las cifras reportadas en el mismo periodo, pero de un año previo, se observa que en el primer semestre de 2018 los cargos y pagos por energía, servicios de reserva de regulación secundaria y para contingencias tuvieron un incremento del 24%, 19% y 65% respectivamente, esta situación se debe básicamente al incremento de los precios de dichos bienes. El precio promedio de la energía en el Mercado de Día en Adelanto durante el primer semestre de 2018 se posicionó en $ 1,488.60 $/MWh, $269.62 mayor que los 1,218.98 $/MWh obtenidos durante

el mismo periodo del año anterior. Por otra parte, el precio promedio de las reservas de regulación en el MDA durante el primer semestre de 2018 el precio promedio fue de 178.31 $/MW, $28.72 mayor que los 149.59 $/MW obtenidos en el primer semestre de 2017.

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Como se observa en el Cuadro 1 también existió un incremento importante (del 10%) en la liquidación del Balance Financiero del Generador de Intermediación, esto se debe a que por medio de oficio UE-240/14452/2018 la CRE instruye al CENACE realizar los ajustes necesarios para que la liquidación del Generador de Intermediación que se realizaron en los meses de marzo a octubre de 2017se reajusten o apliquen las medidas necesarias, de tal forma que se apliquen los ajustes que reflejen las condiciones establecidas en la resolución RES/143/2017 (documento mediante el cual la CRE resuelve sustituir el CTCP por los PMLs del MTR para calcular los pagos y cobros que realizará el Generador de Intermediación a los permisionarios). En este sentido por instrucciones de la CRE los ajustes resultantes se plasmaron en la liquidación de los meses de operación febrero, marzo y abril de 2018 lo cual ocasionó el incremento mencionado.

Cuadro 1

“Comparativo importes de cargos y pagos liquidados en el 1er semestre del 2017 vs 2018”6

6 La diferencia entre los cargos y pagos es el acumulado en el periodo por redondeos.

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Concepto Cargo 1er Semestre 2017 Pago 1er Semestre 2017 Cargo 1er Semestre 2018 Pago 1er Semestre 2018 Variación Cargos Variación PagosBALANCE FINANCIERO GI 4,140,683,515.92$ 4,140,683,515.98$ 4,534,992,173.60$ 4,534,992,173.72$ 10% 10%DEVOLUCIÓN DE PÉRDIDAS MARGINALES 3,156,340,992.74$ 1,801,122,096.83$ 1,178,733,410.10$ 2,715,177,838.53$ -63% 51%DFTS 158,530,585.87$ 900,873,699.17$ 369,814,473.86$ 1,056,998,274.87$ 133% 17%DISTRIBUCION 57,499,461,671.78$ 57,499,461,671.78$ 50,037,987,018.18$ 50,037,987,018.18$ -13% -13%ENERGIA 205,633,097,535.91$ 200,748,428,696.49$ 254,566,760,174.73$ 243,908,046,910.24$ 24% 21%EXCEDENTE RENTA DE CONGESTION 112,933,436.97$ 3,026,827,125.39$ 119,174,882.44$ 5,479,024,393.37$ 6% 81%FSUE 58,725.61$ 2,604,797,958.79$ 15,336.64$ 3,034,365,754.04$ -74% 16%GARANTIA DE SUFICIENCIA DE INGRESOS 8,417,838,365.56$ 8,417,838,364.41$ 10,472,598,553.47$ 10,472,598,555.33$ 24% 24%IMP Y EXP POR CONFIABILIDAD E INADVERTIDA 45,692,135.48$ 24,603,656.87$ 42,792,151.68$ 83,676,988.47$ -6% 240%OPERACION DEL SISTEMA 1,332,303,061.53$ 1,332,303,061.53$ 1,301,598,762.26$ 1,301,598,762.26$ -2% -2%POTENCIA 54,315,536,848.44$ 54,315,536,848.47$ 5,666,341,715.48$ 5,666,341,715.51$ -90% -90%RESERVA DE REGULACIÓN PARA CONTINGENCIAS 538,941,980.02$ 538,943,209.99$ 888,149,109.05$ 888,149,970.26$ 65% 65%RESERVA DE REGULACIÓN SECUNDARIA 760,699,341.01$ 760,700,138.40$ 908,589,823.70$ 908,590,439.78$ 19% 19%TRANSMISION 28,303,787,021.18$ 28,303,787,021.18$ 30,790,918,542.71$ 30,790,918,542.71$ 9% 9%Total general 364,415,905,218.02$ 364,415,907,065.28$ 360,878,466,127.90$ 360,878,467,337.27$ -1% -1% Nota: Información extraída de la Base de Datos de Liquidaciones considerando la máxima reliquidación disponible al día 16 de julio de 2018. Montos expresados

en pesos mexicanos.

Del total de los montos liquidados durante el primer semestre del 2018 la energía representa el 70.54%, seguida por el servicio de distribución que representa el 13.87% y el servicio de transmisión que representa un 8.53%. Del total de las transacciones que se realizaron en el primer semestre del 2018, en el SIN se llevaron a cabo el 96.57% de estas, en BCA el 2.06% y en BCS el 1.38%. En comparación al mismo periodo, pero de un año previo se observa una disminución del 46.31% de las transacciones realizadas un BCA y un crecimiento en las transacciones del SIN y BCS del 37.04% y 0.44% respectivamente.

Cuadro 2 “Evolución del monto en cargos y pagos liquidados por Sistema en el

1er semestre del 2018”

Concepto Cargo 1er Semestre 2017 Pago 1er Semestre 2017 Cargo 1er Semestre 2018 Pago 1er Semestre 2018 Variación Cargos Variación PagosBCA 13,823,665,438.12$ 13,640,786,591.04$ 7,422,428,572.91$ 7,225,256,166.77$ -46.31% -47.03%BCS 3,628,012,219.79$ 3,593,993,728.73$ 4,971,890,557.60$ 4,934,724,118.34$ 37.04% 37.30%SIN 346,964,227,560.11$ 347,181,126,745.51$ 348,484,146,997.39$ 348,718,487,052.16$ 0.44% 0.44%Total general 364,415,905,218.02$ 364,415,907,065.28$ 360,878,466,127.90$ 360,878,467,337.27$ -0.97% -0.97%


en pesos mexicanos. Comparativa considerando el mismo periodo del año anterior.

Las liquidaciones del Mercado Eléctrico Mayorista del 1er semestre del año 2018 se dividen de la siguiente manera de acuerdo con la modalidad de participación en el mercado y por Participante de Mercado:

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Cuadro 3 “Cargos y pagos liquidados por modalidad y Participante

1er semestre del 2018” Modalidad/Participante Cargos Pagos

ERC 340,752,435,721.29$ 17,083,946,827.76$ AMMPER ENERGIA 57,052,794.29$ 3,469,516.64$ BIDENERGY 7,196,967.65$ 312,082.68$ CENACE 9,378,182.43$ -$ CFE CALIFICADOS 1,414,377,527.45$ 178,622,705.89$ CFE GENERACION CORPORATIVO 15,467,484.71$ -$ CFE GENERACION I 181,509,522.76$ 162,807.92$ CFE ICL 36,515,673,625.08$ 4,594,314,602.92$ CFE SUMINISTRO BASICO 300,931,502,242.11$ 12,045,908,505.47$ CORTIJO 235,119.04$ 49,765.29$ DIVERSIDAD 36,466,454.79$ 11,445,989.61$ ELAN 471.43$ 10.73$ ENEL 4,318,011.05$ 1,821.44$ ENERGIA BUENAVISTA 71,839,931.72$ 12,466,094.89$ ENICON 159,403,406.81$ 203,124,252.07$ EVM ENERGIA 312,106.21$ 918.05$ FENIX 857,791.09$ 1,498.99$ FORTIUS 33,653.86$ 34.23$ FRONTERA 8,563,999.72$ 291,340.50$ IBERDROLA CLIENTES 46,327,347.21$ 912,064.72$ ORCA ENERGY 9,148,568.86$ 816,452.68$ PIACO 2,702,974.47$ 195,288.74$ RC 655,577.73$ 23,724.02$ SUBSIDIARIA CFE GENERACION II 425,591,307.80$ 460,834.45$ SUBSIDIARIA CFE GENERACION III 250,533,736.83$ 631,656.78$ SUBSIDIARIA CFE GENERACION IV 176,989,018.75$ 587,474.02$ SUBSIDIARIA CFE GENERACION V 20,042,161.72$ 28,529.28$ SUBSIDIARIA CFE GENERACION VI 273,705,901.13$ 22,697,862.58$ SUMEX 113,373,258.47$ 3,545,839.39$ SUMINISTRADORA FENIX 15,838,970.02$ 3,857,623.63$ TEM 759,479.14$ 1,224.37$ TENASKA ENERGIA DE MEXICO 889.07$ 2.23$ VEM 2,577,237.89$ 16,303.55$

GENERADOR 20,000,913,639.67$ 254,219,759,688.94$ ALPMx 6,630,508.46$ 22,970,178.25$ ALTAMIRA 6,493,972.00$ 82,296,821.99$ AMMPER GENERACION 17,548,244.05$ 106,825,137.81$ ANAHUAC 229,305.94$ 1,832,767.40$ AZTECA X 43,862,797.33$ 350,312,306.95$ CENACE -$ 29,048,946.33$ CERVECERA 1,304.51$ 18,953.84$ CFE CALIFICADOS 15,405,327.62$ 164,839,964.47$ CFE GENERACION I 1,269,484,427.50$ 28,112,092,958.39$ CFE ICL 5,072,856,684.06$ 34,608,184,228.99$ CFE SUMINISTRO BASICO -$ 38,473,211.77$ CORTIJO 3,698,766.36$ 59,682,220.60$ DIVERSIDAD 101,761,669.36$ 680,673,250.03$ ELAN 235,333.50$ 3,190,393.69$ ENEL 84,990,518.64$ 867,182,831.23$ ENICON 13,800,695.23$ 12,560,130.38$ EOSOL 5,438,013.84$ 79,055,789.57$ EVM ENERGIA 24,805,912.86$ 665,635,839.40$ FENIX 53,620,008.98$ 819,842,586.28$ FORTIUS 1,151,648.17$ 12,798,165.03$ FRONTERA 172,629,690.97$ 3,035,676,844.85$ GPG 35,434,849.20$ 406,185,063.21$ IBERDROLA CLIENTES -$ 6,338,665.60$ IBERDROLA GENERADOR 5,589,738.58$ 39,359,988.22$ LOMAS REAL 8,524,099.02$ 44,288,444.96$ ORCA ENERGY 30,235.14$ 6,716,203.56$ PIACO 11,840,397.61$ 75,770,704.76$ RC 27,259,244.60$ 235,936,869.51$ SALTILLO 15,416,435.38$ 86,707,748.37$ SEA I 551,464.25$ 6,969,166.03$ SUBSIDIARIA CFE GENERACION II 1,566,987,167.40$ 24,459,433,097.94$ SUBSIDIARIA CFE GENERACION III 1,488,314,485.57$ 35,797,497,457.16$ SUBSIDIARIA CFE GENERACION IV 1,650,053,907.83$ 31,009,903,572.28$ SUBSIDIARIA CFE GENERACION V 6,787,676,742.88$ 67,187,917,990.23$ SUBSIDIARIA CFE GENERACION VI 1,372,007,842.12$ 23,960,006,267.26$ TEM 85,111,582.56$ 921,711,426.18$ TENASKA ENERGIA DE MEXICO 11,116,445.22$ 52,863,903.27$ VALLE HERMOSO 4,629,252.39$ 34,239,530.09$ VEM 35,724,920.54$ 134,720,063.06$

GENERADOR DE INTERMEDIACION 125,101,430.30$ 4,409,890,743.38$ CFE ICL 125,101,430.30$ 4,409,890,743.38$

INTEGRANTE DE LA INDUSTRIA ELECTRICA 15,336.64$ 85,164,870,077.19$ CENACE -$ 1,301,598,762.26$ CFE DISTRIBUCION -$ 50,037,987,018.18$ CFE TRANSMISION -$ 30,790,918,542.71$ FSUE 15,336.64$ 3,034,365,754.04$

Total general 360,878,466,127.90$ 360,878,467,337.27$

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en pesos mexicanos.

También resulta de interés presentar las cantidades de energía comercializadas en el mercado de corto plazo. En el Cuadro 4 es posible identificar que durante los 6 meses transcurridos entre enero a junio de 2018 se inyectaron 153,012,593.67 MWh (incluye importaciones comerciales), mientras que fueron retirados 148,591,923.05 MWh (incluye exportaciones comerciales, pérdidas técnicas y pérdidas no técnicas en media y baja tensión). En comparación al mismo periodo, pero de un año previo la inyección y consumo de energía se incrementó en un 2.86 y 3.85 % respectivamente. Del total de energía inyectada en el primer semestre del año 2018 el 27.52% corresponde a energía provista por la empresa subsidiaria CFE generación V, seguida de CFE ICL (Generador de Intermediación) quien inyectó a la red el 14.760 % y CFE generación III con un 13.64 % del total de la generación. En lo que respecta al consumo de energía, en el Cuadro 4 podemos observar que el 86.36% corresponde a consumo de la empresa CFE Suministro básico, el 12.51% corresponde a consumo de la empresa CFE ICL y 0.445% corresponde a consumo de Centros de Carga representados por parte de CFE Calificados.

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Cuadro 4

“Comparativo energía inyectada y retirada en el Sistema Eléctrico Nacional

en el 1er semestre del 2017 vs 2018 (cantidades en MWh)”

PARTICIPANTE ENERGIA

INYECTADA (MWh) 1ER SEMESTRE 2017

ENERGIA RETIRADA (MWh)

1ER SEMESTRE 2017

ENERGIA INYECTADA (MWh)1ER SEMESTRE 2018

ENERGIA RETIRADA (MWh)

1ER SEMESTRE 2018

CFE SUMINISTRO BASICO - 124,453,140.77 - 128,337,660.72 CFE CALIFICADOS 177,240.55 406,458.94 75,738.72 660,555.41 ENERGIA BUENAVISTA - - - 30,783.74 SUMEX - 3,763.65 - 149,993.19 IBERDROLA CLIENTES - 7,059.85 - 49,974.48 AMMPER ENERGIA - - - 28,444.97 ORCA ENERGY - - 236.00 4,398.61 ALPMx - - 27,438.00 - BIDENERGY - - - 7,968.90 RC ENERGY - - 149,552.00 484.00 SUMINISTRADORA FENIX - - - 6,909.70 CFE GENERACION CORPORATIVO 18,519,363.88 92,627.24 FENIX 375,735.75 94.38 449,385.42 488.28 FRONTERA 1,954,300.97 1,086.92 2,066,730.89 5,553.47 EVM ENERGIA 300,449.00 435.36 353,852.01 274.78 GPG ENERGIA MEXICO 78,662.25 - 197,322.18 - COMPAÑIA CERVECERA DE COAHUILA - - 12.72 - IBERDROLA GENERADOR 47,719.30 - 77,555.25 - CFE GENERACION I 13,218,826.77 44,295.26 15,398,380.73 88,342.17 SUBSIDIARIA CFE GENERACION II 13,694,916.65 119,787.61 14,122,228.02 225,081.62 SUBSIDIARIA CFE GENERACION III 16,689,241.05 97,627.63 20,882,125.11 129,992.92 SUBSIDIARIA CFE GENERACION IV 13,725,047.04 36,216.54 17,247,604.90 73,733.89 SUBSIDIARIA CFE GENERACION V 34,888,522.67 13,451.73 42,109,105.41 9,807.90 SUBSIDIARIA CFE GENERACION VI 12,926,837.25 98,653.03 14,839,084.67 145,154.69 CENTRAL ANAHUAC 5,312.12 - 906.16 - CENTRAL LOMAS DE REAL 3,617.22 - 26,739.44 - CENTRAL SALTILLO 16,821.77 - 49,619.17 - CENTRAL VALLE HERMOSO 5,197.57 - 21,116.33 - ELECTRICIDAD AGUILA DE ALTAMIRA 8,787.38 - 53,147.70 - AZTECA X 144,254.23 - 570,827.12 - GRUPO ENERGETICO ELAN 443.82 0.15 2,128.56 0.39 FORTIUS ELECTROMECANICA - - 6,795.72 18.54 AMMPER GENERACION - - 31,308.59 - PIASA COGENERACION - - 48,467.67 1,288.31 OPERADORA TECNOAMBIENTAL - - 3,503.33 - TRACTEBEL ENERGIA DE MONTERREY - - 542,955.87 288.81 EOSOL - - 40,586.28 - ENERGÍA RENOVABLE DEL ISTMO - - 27,862.54 72.49 ENEL - - 408,780.63 2,215.87 CFE ICL 21,971,701.04 17,711,726.55 22,584,077.56 18,588,206.19 ENICON - - 247.00 - VITOL ELECTRICIDAD DE MEXICO - - 110,026.00 2,759.00 DIVERSIDAD - - 447,785.00 41,469.00 TENASKA ENERGIA DE MEXICO - - 39,361.00 1.00 TOTAL 148,752,998.28 143,086,425.64 153,012,593.67 148,591,923.05 Nota: Información extraída de la Base de Datos de Liquidaciones considerando la máxima reliquidación disponible al día 16 de julio de 2018. Montos expresados

en pesos mexicanos.

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MEDICIÓN DE ENERGÍA PARA LIQUIDACIONES

Ya que uno de los principales insumos para realizar las liquidaciones es la medición de energía en cada una de las transacciones en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), durante el primer semestre del 2018, se continuó trabajando en las siguientes áreas:

1. Regulación referente a los Sistemas de Medición. 2. Inventario de Sistemas de Medición. 3. Calidad de la información de medición de energía para liquidaciones

REGULACIÓN REFERENTE A LOS SISTEMAS DE MEDICIÓN

Se concluyó la participación en los grupos de trabajo junto con la Secretaría de Energía (SENER), la Comisión Reguladora de Energía (CRE), CFE Transmisión y CFE Distribución para el desarrollo y su publicación en el Diario Oficial de la Federación de los siguientes documentos:

a) Manual de Medición para Liquidaciones. (10 de enero de 2018) b) Manual de Criterios para el Despacho y la Desagregación de Energía para las Unidades de

Propiedad Conjunta en el Mercado Eléctrico Mayorista (11 de enero de 2011)

INVENTARIO DE MEDIDORES

Con el objetivo de tener control de los medidores utilizados para el proceso de liquidaciones, el CENACE coordina las actividades siguientes:

a) El CENACE está en proceso de revisión en conjunto con CFE Transmisión y CFE Distribución de la información del censo inicial de medidores.

b) Se ha dado seguimiento al programa de implementación del módulo de Inventario de Medidores para Liquidación en el Sistema de Administración para Puesta en Servicio de Equipo (SAPPSE), en el que se concluyó la capacitación al personal de las Gerencias Regionales del CENACE, de las Gerencias Regionales de CFE Transmisión y de las Divisiones de CFE Distribución.

c) Está en proceso la carga inicial de la información en el Inventario de Medidores del SAPPSE por parte del CENACE.

Se estima que, en el segundo semestre del 2018, se concluya con la carga inicial y la puesta en servicio del módulo de “Equipos de Medición para el Mercado Eléctrico” para la administración del Inventario de Puntos de Medición.

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CALIDAD DE LA INFORMACIÓN DE MEDICIÓN DE ENERGÍA PARA LIQUIDACIONES

Dentro de las actividades que el CENACE desarrolla para disminuir la cantidad de estimaciones y mejoras a las estimaciones existentes:

Se continúa dado seguimiento a la conciliación de los registros de medición entre CENACE, CFE

Transmisión y CFE Distribución.

Se concluyó la implementación en la Gerencias de Control Regional del “Sistema de Validación de Energía para Liquidaciones” (SIVEL) y el “Sistema de Formalización de Mediciones” (SIFOMED).

Se formalizó el indicador del Grado de cumplimiento en la entrega de datos de energía del Mercado Eléctrico Mayorista, lo que permite conocer el cumplimiento en la entrega de información de energía para liquidaciones, considerando los criterios de calidad que integra el Proceso de Medición para Liquidaciones en el MEM.

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

Para dar cumplimiento a los cambios en la regulación del Mercado Eléctrico Mayorista, CENACE está en proceso de implementación en las Gerencias de Control de la herramienta informática que realizar el cálculo la segregación de la energía de las Unidades de Propiedad Conjunta, con base en el “Manual

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de Criterios para el Despacho y la Desagregación de Energía para las Unidades de Propiedad Conjunta en el Mercado Eléctrico Mayorista.” RESPONSABILIDAD ESTIMADA AGREGADA Y SISTEMA INTEGRAL DE GESTIÓN DE GARANTÍAS, ESTADOS DE CUENTA Y FACTURACIÓN

GARANTÍAS DE CUMPLIMIENTO DEL PERIODO ENERO A JUNIO 2018

Las Reglas del Mercado establecen que los Participantes del Mercado quedarán sujetos a los mecanismos que permitan realizar las transacciones de compraventa de energía y productos asociados así como a los derechos y obligaciones establecidas en el contrato respectivo en la modalidad de Generador, Comercializador, Suministrador, Comercializador no Suministrador o Usuario Calificado que suscriban ante el CENACE. En este contexto, una de las obligaciones establecidas tanto en las Reglas del Mercado como en el Contrato de Participante del Mercado es contar con el nivel adecuado de garantías, las cuales respaldan el riesgo ante un potencial incumplimiento de obligaciones. Derivado de lo anterior, en el presente reporte se muestra el comportamiento de los instrumentos presentados por los Participantes del Mercado en calidad de garantía durante el transcurso del primer semestre de 2018. Como una primera aproximación, se presenta el número total de documentos acreditados en el transcurso del primer semestre de 2018. Es importante mencionar que para respaldar sus obligaciones los Participantes del Mercado han optado por las Cartas de Crédito como mecanismo de garantía, los cuales pueden ser modificados o ajustados durante el periodo de vigencia de los mismos. A continuación, se muestran los instrumentos presentados durante el primer semestre de 2018 considerando como factor de aglutinamiento el tipo de documento que se trate. Es decir, si se trata de una carta de crédito original o si es una modificación a alguna carta que ya fue presentada ante el CENACE.

Tabla “Documentos presentados ante el CENACE entre enero y junio 2018” Tipo de

Documento Cantidad Importe

Original 42 $19,769,178,000.00 Modificación 1 17 $1,200,600,000.00 Modificación 2 7 $1,078,550,000.00 Modificación 3 2 $2,000,000.00 Modificación 4 1 $2,000,000.00 Modificación 5 1 $3,000,000.00 Modificación 6 1 $1,000,000.00

Total 71 $22,056,328,000.00

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Si se considera el universo de 71 documentos presentados al 30 de junio de 2018, el 59.15% de los más de veintidós mil millones de pesos registrados corresponden a cartas de crédito presentadas por primera ocasión ante el CENACE. Ahora bien, este universo de documentos fue emitido entre 13 instituciones financieras. Para mayor abundamiento, los 71 documentos en poder de CENACE fueron emitidos por las siguientes instituciones:

Tabla “Porcentaje de Participación de Instituciones Financieras emisoras de garantías” BANCO EMISOR DOCUMENTOS PORCENTAJE IMPORTE

BBVA BANCOMER 22 30.99% $11,288,810,000.00

BANORTE 9 12.68% $5,179,000,000.00 SANTANDER 10 14.08% $3,016,268,000.00 BANAMEX 2 2.82% $1,506,000,000.00

HSBC 3 4.23% $1,002,000,000.00 INVEX 4 5.63% $30,000,000.00

BANCOMEXT 4 5.63% $13,950,000.00 CIBANCO 4 5.63% $6,000,000.00 BANK OF TOKYO 5 7.04% $5,000,000.00 MONEX 2 2.82% $4,000,000.00

SCOTIABANK 3 4.23% $2,300,000.00 INTERCAM 2 2.82% $2,000,000.00 BANCO DEL

BAJIO 1 1.41% $1,000,000.00 Total 71 100.00% $22,056,328,000.00

Como se observa en el cuadro anterior, cerca del 57% de los documentos acreditados ante el Mercado Eléctrico Mayorista fueron emitidos por tres instituciones financieras (BBVA BANCOMER, BANORTE y SANTANDER). Sin embargo, al comparar los importes amparados por los documentos emitidos podemos observar que esos bancos están respaldando el 88.34% del valor total de las garantías de cumplimiento.

Tabla “Importes correspondientes a la primera mitad de 2018 por modalidad de Participante” MODALIDAD PARTICIPANTE DEL

MERCADO PORCENTAJE IMPORTE MANDATARIO CFE 92.94% $20,500,000,000.00

GENERADOR DE INTERMEDIACIÓN 5.18% $1,143,000,000.00

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SUMINISTRADOR DE SERVICIOS CALIFICADOS 0.93% $205,468,000.00

GENERADOR 0.89% $195,860,000.00 COMERCIALIZADOR NO SUMINISTRADOR 0.05% $11,000,000.00

SUMINISTRADOR ULTIMO RECURSO 0.00% $1,000,000.00 Total 100.00% $22,056,328,000.00

De la Tabla “Importes correspondientes a la primera mitad de 2018 por modalidad de Participante” se desprende el hecho que más del noventa por ciento del monto de los documentos presentados ante el CENACE para respaldar las obligaciones descritas en el Manual de Garantías de Cumplimiento corresponde a la Comisión Federal de Electricidad en su conjunto.

Tabla “Importes amparados por mes” MES PORCENTAJE IMPORTE Enero 9.78% $2,157,600,000.00

Febrero 77.17% $17,020,600,000.00 Marzo 5.59% $1,233,610,000.00 Abril 0.05% $11,268,000.00 Mayo 0.36% $79,950,000.00 Junio 7.04% $1,553,300,000.00

Total 100.00% $22,056,328,000.00 Los importes contabilizados en el tabular anterior presentan un volumen considerable en el mes de febrero de 2018. Este comportamiento se puede explicar por el requerimiento de garantías necesario para respaldar los Cargos Potenciales determinados como consecuencia de la realización del Mercado para el Balance de Potencia en la última semana de febrero de 2018. CÁLCULO DE CARGOS POTENCIALES DEL MERCADO PARA EL BALANCE DE POTENCIA De conformidad con lo dispuesto por el “Manual del Mercado para el Balance de Potencia” publicado en el Diario Oficial de la Federación el 22 de septiembre de 2016, se establece que será responsabilidad de cada Participante del Mercado que su Monto Garantizado de Pago sea el suficiente para respaldar sus ofertas de compra de Potencia en el Mercado para el Balance de Potencia, considerando lo establecido tanto en la Base 4.3.3(d) de las Bases del Mercado Eléctrico y como en el Manual de Garantías de Cumplimiento. Ahora bien, por lo que respecta a la ejecución del Mercado para el Balance de Potencia 2017, realizado el 28 febrero de 2018, se realizaron las actualizaciones y pruebas necesarias en el Sistema Integral de Gestión de Garantías, Estados de Cuenta y Facturación (SIGGEF).

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Como parte de la actualización del sistema, se habilitó la funcionalidad para que a nivel de Participante del Mercado se incluyan los Cargos Potenciales del Mercado (PM) para el Balance de Potencia mediante el registro de una constante que se adiciona em caso de que para un PM participe del Mercado para el Balance de Potencia y con base en ello se efectúe la evaluación de los resultados en los términos descritos en el Manual de Practicas de Mercado correspondiente. Para dar de alta esta funcionalidad, en el sistema se generó un apartado que permite incluir los Cargos Potenciales del Mercado para el Balance de Potencia. La carga de la información se realiza en forma directa en el SIGGEF mediante el registro del valor del Costo Potencial de las Obligaciones Netas de Potencia correspondientes. Es decir, se estima para cada Participante del Mercado los cargos potenciales que represente su Obligación Neta de Potencia en el Mercado para el Balance de Potencia para cada Zona de Potencia, para lo cual multiplicará su Obligación Neta de Potencia en cada Zona de Potencia por el Precio Máximo de Potencia para esa Zona de Potencia. Una vez que se cuenta con ese valor, se procede a ingresarlo en el cuadro de diálogo del SIGGEF para que se realicen los cargos y evaluaciones correspondientes.

Figura .- Variables por Participante del Mercado del SIGGEF (http://10.77.10.41/SIGGEF/CONSTANTES_PARTICIPANTE/Index)

CONTROL DE CONTRATOS FIRMADOS De acuerdo con lo indicado en el Manual de Registro y Acreditación de Participantes de Mercado, se deberá presentar la Garantía de Cumplimiento Básica ante el CENACE, la cual debe ser por un millón de pesos, en un plazo no mayor a 120 días posteriores a la firma del Contrato. Para ello, uno de los

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principales puntos posterior a la firma del Contrato es realizar un monitoreo de la fecha de entrega de la Garantía de Cumplimiento Básica. Por lo indicado anteriormente, se elaboró una herramienta donde se pueda tener acceso a la información de la firma del Contrato y la entrega de la Garantía de Cumplimiento Básica la cual fue agregada al Sistema Integral de Gestión de Garantías, Estados de Cuenta y Facturación (en adelante SIGGEF), este nuevo módulo recibe el nombre de “Contratos”, el cual se encuentra dentro del listado de “Instrumentos” del sistema (FIGURA. “MÓDULO CONTRATOS EN EL SIGGEF”).

FIGURA. “MÓDULO CONTRATOS EN EL SIGGEF”

Dentro de dicho módulo se incluyen dos opciones, llamados “Movimientos” y “Seguimiento” para facilitar el uso de la información, tal como se acredita en la figura anterior. En el caso de “Movimientos” se tiene el registro histórico de todos los Contratos que se agreguen al Sistema y muestra sólo los campos principales como se puede observar en la FIGURA. PANTALLA MOVIMIENTOS DEL MÓDULO CONTRATOS. Sin embargo, existen más campos de los mostrados en dicha pantalla. En la sección de “Seguimiento” se pueden ver los documentos históricos de cada Participante, así como la fecha en que fue firmado el documento y los días transcurridos (FIGURA. PANTALLA SEGUIMIENTO DEL MÓDULO CONTRATOS).

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FIGURA. PANTALLA MOVIMIENTOS DEL MÓDULO CONTRATOS

FIGURA. PANTALLA SEGUIMIENTO DEL MÓDULO CONTRATOS

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GESTIÓN PARA LA SOLUCIÓN DE CONTROVERSIAS Derivado de los procesos que se llevan a cabo para las liquidaciones en el Mercado Eléctrico Mayorista surgen necesidades que requieren de seguimiento y gestión a los diferentes procesos involucrados como lo es un Recurso de Reconsideración, que da origen a controversias que surjan en el Mercado Eléctrico Mayorista entre el CENACE y los Participantes del Mercado, o entre los distintos Integrantes de la Industria Eléctrica en términos de lo previsto en la LIE y las Bases del Mercado Eléctrico, estas podrán resolverse a través del procedimiento para la solución de controversias previsto en el “Manual de Solución de Controversias” el cual establece las disposiciones, reglas y procedimientos para la solución de las mismas. En la siguiente tabla se muestra el resumen de los recursos de reconsideración que se recibieron en la Subdirección de Operaciones Comerciales del MEM en el primer semestre de 2018:

CONTROVERSIAS 2018

1ER

SEMESTRE PROCEDENTES 51 IMPROCEDENTES 14 DESISTIDOS 0

TOTAL 65 En lo que respecta al primer semestre de 2018 se recibieron 65 recursos de reconsideración, de los cuales 51 tuvieron fallo procedente a favor del Participante del Mercado y 14 fueron improcedentes. De lo anterior cabe mencionar que se llevó a cabo un mecanismo de solución de controversias derivado de la publicación del Manual de Liquidaciones en el DOF con fecha 12 de enero de 2018, en cuestiones de atender lo establecido en el numeral 10.1.3 del Capítulo 10 de Disposiciones Transitorias:

“La Garantía de Suficiencia de Ingresos en el Mercado de Tiempo Real se aplicará a partir del día de operación 1 de enero de 2018. Sin embargo, los generadores podrán solicitar el pago de Garantía de Suficiencia de Ingresos en el Mercado de Tiempo Real asociados con días operativos anteriores a esta fecha; en dado caso el CENACE aplicará la Garantía de Suficiencia de Ingresos en el Mercado de Tiempo Real por los días solicitados, en el siguiente ciclo de re-liquidación.”

Misma disposición que dio lugar al ingreso de 63 controversias para la solicitud del Pago de Garantías de Suficiencia de Ingresos en el Mercado de Tiempo Real todas ellas del año 2017, las cuales se resolvieron en el primer semestre de 2018. Cabe mencionar que el total de solicitudes de

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reconsideración que resultaron improcedentes fueron promovidas para el pago por garantía de suficiencia de ingresos.

Los 51 casos que resultaron procedentes (96%) se promovieron a raíz de la posibilidad de solicitar el recalculo por garantía de suficiencia de ingresos, restando solamente 2 recursos por otros conceptos (actualizaciones en mediciones).

I) FUNCIONAMIENTO DE LOS COMITÉS CONSULTIVOS DE ANÁLISIS DE REGLAS DEL MERCADO

ESPECIALIZADOS EN 2018.

El 8 de enero de 2018, se publicó en el Diario Oficial de la Federación el Manual para el Desarrollo de las Reglas del Mercado(MDRM), el cual entró en vigor el 22 de enero del mismo año.

A partir de la publicación del Manual, CENACE inició las tareas para coordinar la integración de los cuatro Comités Consultivos de Análisis de las Reglas del Mercado (CCARM) aprobados por su Consejo de Administración el 2 de marzo de 2016 y previstos en el ordenamiento antes mencionado como Comités de la Industria Eléctrica:

i. Comité Consultivo de Análisis de las Reglas del Mercado para Centrales Externas Legadas y Contratos de Interconexión Legados (CCARM-Legados);

ii. Comité Consultivo de Análisis de las Reglas del Mercado para el Mercado Eléctrico Mayorista (CCARM-MEM;

iii. Comité Consultivo de Análisis de las Reglas del Mercado para la Operación del Sistema Eléctrico Nacional (CCARM-OSEN); y

iv. Comité Consultivo de Análisis de las Reglas del Mercado para la Planeación de la Expansión de la Red (CCARM-PER).

El 26 de enero de 2018, se llevó a cabo una sesión informativa con la asistencia en formato presencial y remoto de los Integrantes de la Industria Eléctrica, SENER y CRE; con el objetivo de difundir de manera ejecutiva el contenido del Manual y la mecánica en la que CENACE coordinaría la integración de los CCARM. En dicha sesión se destacó el carácter de éstos como el “Foro para que los Integrantes de la Industria Eléctrica colaboren en el análisis de las Reglas del Mercado y sus modificaciones”.

Atendiendo al 7.1.3 del MDRM el CENACE publicó en el Área Pública y en el Buzón de Notificaciones del Área Certificada (ÁC-SIM) y Segura del Sistema de Información del Mercado (ÁS-SIM), las Convocatorias para la integración de los CCARM. En éstas se observó la estructura dispuesta en el MDRM a fin de que los interesados a designaran a quienes los representaría en dichos CCARM:

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i. CCARM-Legados: http://www.cenace.gob.mx/Paginas/Publicas/MercadoOperacion/CCARMLegados.aspx

ii. CCARM-MEM: http://www.cenace.gob.mx/Paginas/Publicas/MercadoOperacion/CCARM_MEM.aspx

iii. CCARM-OSEN: http://www.cenace.gob.mx/Paginas/Publicas/MercadoOperacion/CCARM_OSEN.aspx

iv. CCARM-PER: http://www.cenace.gob.mx/Paginas/Publicas/MercadoOperacion/CCARM_per.aspx

Una vez que los Integrantes de la Industria Eléctrica, la SENER, la CRE, así como los Contratos de Interconexión Legados (CIL´s) y Operadores de Centrales de Externas Legadas, designaron a los Miembros de los Comités, se convocó a la primera sesión para la integración de cada uno de ellos (Ver Tabla Resumen de los CCARM en esta sección):

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Atendiendo al numeral 6.4.1, los Miembros de los Comités determinaron crear las Reglas de Operación Generales para éstos, las cuales se desarrollarán a través del grupo de trabajo único en el

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que se encuentran representadas las 12 modalidades de participación en dichos CCARM (Ver Tabla Resumen de los CCARM en esta sección).

Al marco de las funciones establecidas en las Reglas del Mercado (Base 1.5 y Manual para el Desarrollo de las Reglas del Mercado), actualmente los CCARM sesionan cada mes, con excepción del CCARM-PER que sesionará bimestralmente (Ver Tabla Resumen de los CCARM en esta sección).

Tabla Resumen de los CCARM

Proceso de Integración Conceptos CCARM-MEM CCARM-Legados CCARM-OSEN CCARM-PER

Fecha de Publicación de Convocatoria de Integración

24 de enero 15 de febrero 19 de febrero 19 de febrero

Periodo de Designación (1a Etapa) 24 de enero al 9 de marzo 16 de febrero al 28 de marzo 20 de febrero al 28 de marzo 20 de febrero al 28 de marzo Periodo de Designación (2a Etapa) 15 al 9 de abril 17 de abril al 30 de abril 3 al 16 de mayo 2 al 15 de mayo Fecha de Sesión de Integración 24 de abril 15 de mayo 5 de junio 6 de junio Reglas de Operación En desarrollo por el Grupo de Trabajo único

Calendario de Sesiones Ordinarias

Fechas en 2018

24 de abril 3 de mayo 7 de junio 5 de julio 2 de agosto 6 de septiembre 4 de octubre 8 de noviembre 6 de diciembre

15 de mayo 14 de junio 11 de julio 9 de agosto 12 de septiembre 11 de octubre 7 de noviembre 13 de diciembre

5 de junio 12 de julio 16 de agosto 26 de septiembre 24 de octubre 28 de noviembre

6 de junio 19 de julio 23 de agosto 18 de octubre 18 de diciembre

Avances relevantes

Temas por analizar de las Reglas del Mercado Nota. Grupos de trabajo con representación de cada modalidad.

1. Subastas de Mediano Plazo 2. Subastas de Largo Plazo 3. Coordinación de Gas Natural 4. Conexión, Interconexión y Medición 5. Inicio de 2a etapa del MEM y transacciones virtuales 6. Medidas Punitivas en Reliquidaciones por Importaciones y Exportaciones 7. Transacciones Bilaterales Financieras 8. Registro y Acreditación de Participantes del Mercado

Se aprobará en la 3ª Sesión Se aprobará en la 2ª Sesión Se aprobará en la 2ª Sesión

Propuestas de Modificación aprobadas

Modificación al Manual de Subastas de Mediano Plazo (en consulta pública ÁS-SIM)

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J) COMITÉS ESTABLECIDOS, INTEGRACIÓN, NÚMERO DE REUNIONES Y FUNCIONAMIENTO.

COMITÉ DE ADQUISICIONES, ARRENDAMIENTOS Y SERVICIOS

El Comité de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios (CAAS) del CENACE y Subcomité Revisor de Convocatorias (SURECON) durante el período comprendido del 1° de enero de 2018 al 30 de junio de 2018 llevó a cabo las siguientes sesiones:

Comité y/o Subcomité N° de

Sesiones Ordinarias Extraordinarias

Comité de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios

Al3 3 0

Subcomité Revisión de Convocatorias 9 5 4

En el CAAS se presentó 1 caso de excepción, el cual fue dictaminado favorablemente. En el SURECON se presentaron 12 Proyectos de Convocatorias, los 12 proyectos fueron aprobados.

COMITÉ DE CONTROL Y DESEMPEÑO INSTITUCIONAL (COCODI).

El Comité de Control y Desempeñó Institucional celebró sus dos primeras sesiones ordinarias el 08 de marzo y 14 de junio de 2018, respectivamente, durante las cuales se abordaron todos los puntos de la agenda, conforme a lo previsto en el Manual Administrativo de Aplicación General en Materia de Control Interno vigente, lo que contribuye al fortalecimiento del Sistema de Control Interno Institucional que se despliega en el CENACE.

COMITÉ DE TRANSPARENCIA

De conformidad con el artículo 64 de la Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública (LFTAIP), el CENACE cuenta con su Comité de Transparencia integrado por el Mtro. Andrés Prieto Molina Subdirector de Administración y Responsable del Área Coordinadora de Archivos; el Mtro. Octavio Díaz García de León, Titular del Órgano Interno de Control y el Mtro. Leo René Martínez

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Ramírez, Titular de la Unidad de Transparencia, asimismo, cuenta con la asesoría permanente del Lic. Pedro Cetina Rangel, Director Jurídico.

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

En el periodo que se informa el Comité de Transparencia del CENACE sesionó en 26 ocasiones.

Del 01 de enero al 30 de junio del 2018, se recibieron un total de 136 solicitudes de acceso a

la información pública. De las 136 solicitudes recibidas, se dio respuesta a un total de 133 solicitudes, hasta el 30 de

junio del 2018, en donde el Comité de Transparencia se reunió en 26 sesiones ordinarias7. Las restantes 3 solicitudes continúan en su proceso normal de atención.

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

Segunda Sesión General ordinaria (15/01/2018)

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

periodo octubre-diciembre y enero-diciembre 2017. Aprobación del Plan General para la Transparencia, Acceso a la Información y Protección de

Datos Personales en el CENACE 2018. Aprobación del Programa de Capacitación en materia de Transparencia, Acceso a la Información

y Protección de Datos Personales para el CENACE 2018. Aprobación de actualización de información del cuarto trimestre 2017 del CENACE para la

elaboración del informe anual de actividades del INAI.

7 Del total de 26 sesiones; 21 sesiones para atención de solicitudes, 4 sesiones fueron para atender temas de la LFTAIP; y 1 sesión fue para atender temas de gestión documental y archivos.

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Aprobación de la actualización del Índice de Expedientes Clasificados como Reservados del CENACE correspondiente al segundo semestre del 2017.

Informe de las mejoras implementadas por el INAI al Sistema de Portales de Obligaciones de Transparencia (SIPOT).

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

Décima Cuarta Sesión General Ordinaria (18/04/2018):

Informe General de las solicitudes de información atendidas y en proceso ante el CENACE, del periodo enero-marzo 2018.

Aprobación de actualización de información del primer trimestre 2018 del CENACE para la elaboración del informe anual de actividades del INAI.

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

COMITÉ DE ÉTICA Y PREVENCIÓN DE CONFLICTOS DE INTERÉS (CEPCI)

El Comité de Ética y de Prevención de Conflictos de Interés (CEPCI) del CENACE, 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, es el órgano encargado de vigilar la aplicación y cumplimiento de los Códigos de Ética y de Conducta, así como de las Reglas de Integridad.

Asimismo, el CEPCI del CENACE está conformado por doce personas servidoras públicas propietarias con voz y voto, de las cuales dos participan de manera permanente (el presidente del CEPCI y el Secretario Ejecutivo propietario) y diez son electas con carácter temporal. De igual forma desde su instalación, ha implementado diversas acciones enfocadas a impulsar el actuar ético y profesional de las personas servidoras públicas de este Organismo Público Descentralizado, obteniendo los siguientes resultados:

En el periodo que se informa el CEPCI del CENACE sesionó en 2 ocasiones; en las cuales fueron aprobadas las siguientes actividades, esenciales para la obtención de su objetivo:

Primera Sesión Extraordinaria (26/enero/2018)

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Aprobación del Calendario de Sesiones Ordinarias del CEPCI para el ejercicio 2018 conforme a lo siguiente:

Elaboración y aprobación del Informe Anual de Actividades 2017 del CEPCI, en el que destacan los siguientes aspectos:

o Se informó un cumplimiento al 100% de la implementación del Programa Anual de Trabajo del Comité de Ética y de Prevención de Conflictos de Interés del CENACE para el ejercicio 2017.

o Se destacó que se obtuvo un resultado en promedio más alto a los obtenidos por la Administración Pública Federal y el sector energético en el Cuestionario de percepción sobre el cumplimiento del Código de Ética de los Servidores Públicos del Gobierno Federal 2017.

o Se informó que en la Evaluación del cumplimiento del CEPCI del CENACE 2017 realizada por la Secretaría de la Función Pública, el CEPCI del CENACE obtuvo la escala más alta con un total de 108 puntos.

Primera Sesión Ordinaria (14/marzo/2018) Se informa de la presentación del Informe Anual de Actividades 2017 del CEPCI al Director

General del CENACE el 29 de enero de 2018, su publicación en la página de Internet del CENACE el 12 de febrero de 2018 y carga en el sistema SSECCOE de la SFP el 14 de febrero de 2018.

Ratificación de las Bases para la integración, organización y funcionamiento del Comité de Ética y de Prevención de Conflictos de Interés del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE).

Ratificación del Protocolo de Atención al incumplimiento del Código de Ética, Código de Conducta del Centro Nacional de Control de Energía y las Reglas de Integridad para el ejercicio de la función pública, que integra el Procedimiento para la presentación y atención de las denuncias por presunto incumplimiento al Código de Ética, Código de Conducta del CENACE y las Reglas de Integridad para el ejercicio de la función pública.

Sesión Ordinaria Fecha de Celebración

Primera Sesión Ordinaria 2018 14 de marzo de 2018

Segunda Sesión Ordinaria 2018 11 de julio de 2018

Tercera Sesión Ordinaria 2018 14 de noviembre de 2018

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Ratificación del Código de Conducta del Centro Nacional de Control de Energía, actualizado el 21 de noviembre del 2017.

Designación del nuevo Integrante Propietario y Suplente Nivel 2 Subdirector, por lo que se actualiza el Directorio del CEPCI en el sistema SSECCOE de la SFP.

Se informa que las Personas Asesoras aprobaron los cursos obligatorios de sensibilización “El ABC de la igualdad y la no discriminación” y la “Actuación de los Comités de Ética y Prevención de conflictos de Intereses en la atención de presuntos actos de Discriminación” impartidos por el CONAPRED.

Se presentó el Tablero de Control para la Evaluación del Cumplimiento 2018 y del Tablero de Control para la Evaluación del Desempeño 2018 establecidos por la Secretaría de la Función Pública.

Aprobación del Programa Anual de Trabajo 2018 del CEPCI y los indicadores de cumplimiento.

Resultados del Programa de Capacitación y Difusión.

CAPACITACIÓN

El CEPCI del CENACE coordinó la aplicación de diversos cursos, talleres y conferencias en materia de Ética, Integridad y Prevención de Conflictos de Interés, así como de Prevención de Hostigamiento y Acoso Sexual conforme a lo siguiente:

Durante el primer semestre del 2018, personas servidoras públicas del CENACE aplicaron cursos, talleres y conferencias en materia de Ética, Integridad, Conducta, Discriminación, Igualdad de Género y Prevención de Hostigamiento y Acoso Sexual teniendo una participación de poco más de 1,200 asistentes abarcando el Corporativo, Centro Nacional de Control, Centro Nacional de Control Alterno y las Gerencias de Control Regional, como a continuación se detalla:

CURSO Número de participantes

Igualdad de género 231 La atención de presuntos casos de discriminación 110 ¡Cero tolerancia al hostigamiento sexual y acoso! 4 Actuación de los comités de Ética y Prevención de conflictos de intereses en la atención de presuntos actos de discriminación

2

El ABC de la igualdad y la no discriminación 2

Código de Ética de los Servidores Públicos de la APF 92

Código de Conducta de los trabajadores del CENACE 89

Ética Pública 712

TOTAL 1,242

DIFUSIÓN

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El CEPCI del CENACE lleva a cabo la coordinación de la difusión de los valores y principios tanto del Código de Ética como del Código de Conducta del CENACE conforme a lo siguiente:

Quincenalmente la Jefatura de Unidad de Comunicación Social distribuye vía correo electrónico el boletín “En línea contigo” donde se difunde la campaña “Soy ético, orgullosamente CENACE”, durante el primer semestre del 2018 se emitieron 9 Boletines Institucionales electrónicos “En línea contigo” enfatizando la Campaña ¡Soy ético (a), orgullosamente CENACE!

Asimismo, se remitieron 15 Comunicados Institucionales mediante los cuales se convocó al personal del CENACE a participar en los cursos, conferencias, talleres, encuestas, recomendaciones en el marco de los procesos electorales y demás actividades realizadas para fortalecer su conocimiento de la normativa y mejores prácticas en la materia y continuar construyendo una Cultura de Ética e Integridad Pública.

COMITÉ DE BIENES MUEBLES

El Comité de Bienes Muebles durante el primer semestre de 2018, aprobó el Programa Anual de Disposición Final de Bienes Muebles, el Convenio Marco de Colaboración para llevar a cabo el proceso de transferencia de los bienes no útiles del Centro Nacional de Control de Energía al Servicio de Administración y Enajenación de Bienes, y el formato de No Utilidad para las Gerencias de Control Regional. Lo anterior en cumplimiento con el Manual de integración y funcionamiento de Comité de Bienes Muebles y con la Bases Generales de Registro, Afectación, Disposición Final y Baja de Bienes Muebles del Centro Nacional de Control de Energía.

K) SOLICITUDES DE ESTUDIO INDICATIVO, ESTUDIO DE IMPACTO EN EL SISTEMA, ESTUDIO DE

IMPACTO VERSIÓN RÁPIDA, ESTUDIO DE INSTALACIONES, ESTUDIOS DE SERVICIOS DE

TRASMISIÓN (PORTEO), SOLICITUDES DE CONTRATO DE INTERCONEXIÓN, INGRESADOS, ACEPTADOS, ATENDIDOS, CANCELADOS E INCUMPLIDOS EN EL PERIODO DE ENERO A JUNIO DE 2018

Y SU COMPARATIVO EN RELACIÓN CON EL MISMO PERIODO DE 2017, ASÍ COMO LOS QUE QUEDARON

EN PROCESO AL CIERRE DEL PRIMER SEMESTRE DE 2018.

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Interconexión

Tipo de Estudio Ingresadas Atendidas Canceladas Incumplidas Proceso Ingresadas Atendidas Canceladas Incumplidas ProcesoIndicativo 158 75 25 0 58 123 60 34 11 18Impacto en el Sistema 79 57 10 0 12 117 87 9 3 18Impacto Versión Rapida 13 6 7 0 0 13 10 1 0 2Instalaciones 71 52 5 1 13 91 65 10 3 13Servicios de Transmision (Porteo)Contrato de Interconexión 96 63 22 0 11 83 53 16 2 12Proceso de Planeación 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Total de Estudios 417 253 69 1 94 427 275 70 19 63

Enero - Junio 2017 Enero - Junio 2018

Conexión

Tipo de Estudio Ingresadas Atendidas Canceladas Incumplidas Proceso Ingresadas Atendidas Canceladas Incumplidas ProcesoIndicativo 37 34 3 0 0 25 15 9 1 0Impacto en el Sistema 38 33 5 0 0 31 23 3 1 4Instalaciones 39 31 5 1 2 33 25 2 1 5Contrato de Interconexión 32 22 3 0 7 31 23 2 3 3Proceso de Planeación 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Total de Estudios 146 120 16 1 9 120 86 16 6 12

Enero - Junio 2017 Enero - Junio 2018

Comparativa 2017 vs 2018

Interconexión

Tipo de Estudio Ingresadas Atendidas Canceladas Incumplidas ProcesoIndicativo -35 -15 9 11 -40Impacto en el Sistema 38 30 -1 3 6Impacto Versión Rapida 0 4 -6 0 2Instalaciones 20 13 5 2 0Servicios de Transmision (Porteo) 0 0 0 0 0Contrato de Interconexión -13 -10 -6 2 1Proceso de Planeación 0 0 0 0 0Total de Estudios 10 22 1 18 -31


Conexión

Tipo de Estudio Ingresadas Atendidas Canceladas Incumplidas ProcesoIndicativo -12 -19 6 1 0Impacto en el Sistema -7 -10 -2 1 4Instalaciones -6 -6 -3 0 3Contrato de Interconexión -1 1 -1 3 -4Proceso de Planeación 0 0 0 0 0Total de Estudios -26 -34 0 5 3


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Se definió que el CENACE debe realizar cuatro tipos de estudios para definir las características específicas de la infraestructura requerida para realizar la interconexión o conexión, a solicitud del representante de la Central Eléctrica o del Centro de Carga, dependiendo de la capacidad de interconexión o conexión: Indicativo, Impacto en el Sistema, Instalaciones e Impacto versión rápida.

Durante el periodo de enero a junio de 2018, el CENACE atendió en total de cada tipo de estudio:

Tipo de Estudio No. Estudios Atendidos

Indicativo 75 Impacto en el Sistema 110 Impacto Versión Rápida 10 Instalaciones 90

Estudios de Servicios de Transmisión (Porteo)

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

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

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

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En el periodo enero-junio de 2018, se recibieron 58 solicitudes para la determinación de los cargos del Servicio de Transmisión: 25 corresponden a centrales de generación convencionales, 33 a fuente de energía renovable o cogeneración eficiente. Del total de solicitudes, 37 están concluidas y 21 en proceso. Cabe mencionar que en el periodo mencionado se atendieron 18 solicitudes con ingreso en el periodo anterior, asimismo, 4 solicitudes están pendientes de pago por parte de los permisionarios y se cancelaron 3 solicitudes por falta pago. En el Anexo 3 se relacionan los permisionarios que solicitaron cargos del Servicio de Transmisión en el periodo mencionado. El monto total por concepto de estudios atendidos en este periodo asciende a $ 13,556,441 (sin IVA) de los cuales $ 4,369,430 corresponden al CENACE y $ 9,187,011 a CFE Distribución.

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ESTUDIOS DE INTERCONEXIONES DE CENTRALES ELÉCTRICAS Y CONEXIONES CENTROS DE CARGA Conciliación de los servicios de ingeniería proporcionados por CFE Distribución al CENACE en 2017 para la atención de solicitudes de conexión de centro de carga, interconexión de centrales eléctricas y Servicios de Transmisión.

Convenios con CFE Distribución.

Si bien se concluyó por parte del CENACE la propuesta de un Convenio Específico para el 2017, no se ha llevado a cabo su celebración, debido a que CFE Distribución presentó argumentos por la separación legal de CFE (de conformidad con los Términos para la estricta separación legal de la CFE publicados por la SENER en el DOF del 11 de enero de 2016). Se han estado estudiando diferentes opciones de contrato de servicios entre el CENACE y CFE Distribución sin haberse consolidado a la fecha. Se está nuevamente analizando y sustentado con mecanismos legales y normativos que a través de la firma de un Convenio Específico se realicen los pagos correspondientes de 2017 a CFE Distribución. Si se logra el acuerdo y firma del Convenio, en los mismos términos se firmaría un Convenio para el 2018 con CFE Distribución. Si resulta procedente el esquema de contrato para CFE Transmisión, se realizaría un Convenio Específico similar con ésta, para la contraprestación por los estudios de instalaciones que realiza. Así, se acordarán los tiempos en que CFE Transmisión debe dar respuesta a las solicitudes de los estudios de instalaciones.

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Someter a revisión y, en su caso, aprobación de la CRE las consideraciones a la metodología para el cobro de los estudios para la determinación de los cargos del Servicio de Transmisión para centrales de generación de energía eléctrica con fuente de energía renovable o cogeneración eficiente. Manual de Interconexión y Conexión. El artículo 33 fracción II de la Ley de la Industria Eléctrica establece que el CENACE está obligado a definir las características específicas de la infraestructura requerida para realizar la interconexión o conexión, a solicitud del representante de la Central Eléctrica o del Centro de Carga.

El documento de 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, tiene como objetivo general establecer los tipos de estudios que podrá solicitar el representante de la Central Eléctrica o del Centro de Carga, a fin de que el CENACE defina las características específicas de la infraestructura y requerimientos necesarios para llevar a cabo la Interconexión o Conexión a la Red Nacional de Transmisión o Redes Generales de Distribución.

El 9 de febrero de 2018 se publicó en el Diario Oficial de la Federación el “ACUERDO por el que se emite el Manual para la Interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga. (Continúa en la Tercera Sección). A partir de esta fecha, cualquier solicitud de estudios de interconexión de una central eléctrica y de conexión de un centro de carga se atenderá bajo el amparo de este documento actualizado.

L) TERCERA SUBASTA DE LARGO PLAZO DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA.

Los Contratos de Cobertura entre Compradores y la Cámara de Compensación y Vendedores y la Cámara de Compensación se firmaron en el mes de abril de 2018.

M) CUARTA SUBASTA DE LARGO PLAZO DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA.

El 15 de marzo de 2018, el CENACE publicó la Convocatoria para la Cuarta Subasta de Largo Plazo del 2018 y el 1 de junio de 2018 difundió en su portal de Internet las Bases de Licitación Finales correspondientes. La operación de la Cámara de Compensación para esta Cuarta Subasta de Largo Plazo es consistente y relevante, ya que da la continuidad y certeza a los Compradores Potenciales diferentes al

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Suministrador de Servicios Básicos de participar sumando a la competitividad del mercado, haciendo de mayor interés para todos los participantes y aumentando el número de interesados en participar en el Mercado Eléctrico Mayorista.

N) PRIMERA SUBASTA DE MEDIANO PLAZO

La Evaluación Económica de las Ofertas de Venta de la Primera Subasta de Mediano Plazo 2017 se llevó a cabo el 23 de febrero de 2018 y, el 5 de marzo del mismo año, se publicó el fallo conforme a lo establecido en el calendario correspondiente.

En dicho proceso se recibieron 41 Ofertas de Compra con precio definitivo para Energía y 10 Ofertas de Compra con precio definitivo para Potencia por parte de CFE Suministrador de Servicios Básicos, E. P. S., Vitol Electricidad de México, S. de R. L. de C. V., Enel Energía, S. A. de C. V.

En tanto, se recibieron tres Ofertas de Venta para el producto de Energía y tres Ofertas de Venta para el producto de Potencia por parte de las empresas CFE Generación VI, E. P. S., GPG Energía México, S. A. de C. V., Vitol Electricidad de México, S. de R. L. de C. V. y Energía Azteca X, S. A. de C. V.

Para el producto de Potencia fueron adjudicados 50 MW-año a un precio del mercado de $746,072.0019 pesos en el Sistema Interconectado Nacional para el año 2018, los cuales fueron ofertados por GPG Energía México, S. A. de C. V. y comprados por ENEL Energía, S. A. de C. V. En tanto, el producto de Potencia para el 2019 o 2020 no resultó adjudicado.

Asimismo, el producto de Energía no fue adjudicado para ninguno de los años disponibles de la Subasta.

O) MERCADO DE BALANCE DE POTENCIA

El día 28 de febrero de 2018, el CENACE ejecutó el Mercado para el Balance de Potencia correspondiente al año de producción 2017, el cual registró por primera vez Transacciones Bilaterales de Potencia que disminuyeron sustancialmente la Potencia a venderse en este Mercado.

A continuación, se muestran los resultados del Mercado para el Balance de Potencia ejecutado en febrero 2018.

Las 100 Horas Críticas identificadas para cada Zona de Potencia:

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Fuente: Unidad de Planeación y Derechos de Transmisión.

Tecnología de Generación de Referencia.

Sistema Tecnología Capacidad [MW]

Costos Fijos Nivelados pesos/MW-año (USD/MW-año)

IMTGR pesos/MW-año (USD/MW-año)

SIN

Turbogás Industrial Gas 191.6 1,968,449.20 2,473,357.24

(102,623.88) (135,093.92)

BCA Turbogás industrial gas 191.6

1,605,831.16 245,737.47

(83,719.01) (13,460.15)

BCS Turbogás Aeroderivada

Diésel 42.3

2,666,877.19 184,213.52

(139,035.99) (9,953.76) Fuente: Unidad de Planeación y Derechos de Transmisión.

Valores de las Ofertas de Venta de Potencia y Cantidad de Potencia Eficiente Adquirida.

Zona de Potencia Ofertas de Venta de Potencia

[MW año] Ofertas de Compra de Potencia

[MW año] Cantidad de Potencia Eficiente adquirida

[MW año]

SIN 6,574.21 5,381.84 1192.37

BCA 548.20 263.18 285.02

BCS 208.03 135.82 72.21


Precios de Cierre de Potencia y Precios Netos de Potencia.

Zona de Potencia

Precio de Cierre de Potencia [Pesos/MW-año]

Precio Neto de Potencia [Pesos/MW-año]

Precio unitario para el Cargo por el Aseguramiento de Potencia

[Pesos/MW-año]

SIN 3,182,982.3564 709,625.1164 709,625.1164

BCA 839,849.6967 594,112.2267 594,112.2267

BCS 2,938,898.6634 2,754,685.1434 2,754,685.1434


VALOR/FECHAS BCS BCA SIN

20-JUL AL 19-OCT 20-JUN AL 06-SEP 17-MAY AL 24-AGO

MÁXIMO 469.203 MW 2,622.317 MW 42,421.115 MW

MÍNIMO 430.700 MW 2,443.867 MW 40,385.887 MW

PROMEDIO 439.969 MW 2,495.872 MW 40,905.186 MW

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Finalmente, el Mercado para el Balance de Potencia del año de producción 2017 liquidó los siguientes montos: Monto total liquidado por Potencia.

Zona de Potencia

Monto total a liquidarse por Potencia (pesos)

SIN $4,665,228,037.08

BCA $325,689,828.82

BCS $573,063,899.32


P) DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN

Los Derechos Financieros de Transmisión son coberturas financieras diseñadas para administrar y mitigar los riesgos de las componentes de congestión del Precio Marginal Local (PML) que pudieran sufrir las transacciones de energía de un Participante de Mercado (PM) entre dos nodos del sistema eléctrico en el Mercado de Día en Adelanto (MDA). Estas componentes de congestión generan cargos que deben cubrir los Participantes de Mercado por el uso de la red de transmisión y son producidas por las limitantes físicas de la red. La base 13, de las Bases del Mercado, los definen como títulos financieros que otorgan el derecho y obligación de cobrar la diferencia de las componentes de congestión marginal en el MDA. Estos títulos financieros son de carácter obligatorio y se encuentran clasificados de acuerdo con la forma en que pueden ser adquiridos:

Derechos Financieros de Transmisión Legados Derechos Financieros de Transmisión obtenidos por Subastas Derechos Financieros de Transmisión por Fondeo de la Red de Transmisión Derechos Financieros de Transmisión obtenidos a través de un Mercado Secundario

A continuación, se describen los detalles de la implementación de los procesos de operación, asignación y administración de los DFT Legados y Subastas de DFT que ha llevado a cabo el CENACE en el Mercado Eléctrico Mayorista.

Q) DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN LEGADOS.

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Los Derechos Financieros de Transmisión Legados (DFTL) son un tipo especial de DFT creados a partir del uso histórico de la red nacional de transmisión. Los DFTL tienen como objetivo el permitir que se respeten las características de los contratos legados vigentes antes de la entrada en vigor de la Ley de la Industria Eléctrica (LIE). Los DFTL se otorgaron en 2016 al Suministrador de Servicio Básico CFE y al Generador de Intermediación, donde, este último es el responsable de representar en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) a todos los titulares de Contratos de Interconexión Legados (CIL) que estuvieron y siguen en operación antes y después de la entrada de la LIE.

La asignación de los DFT legados es por 35 años a partir de noviembre de 2016, actualmente se están realizando re-cálculos mensuales. En la siguiente tabla se la distribución de la asignación de DFTL:

Tabla 1. Distribución de la Asignación de DFTL 2016

Titular Temporada 1 Temporada 2 Temporada 3 Temporada 4 Total DFTL

SSB-CFE 147,025 167,964 167,861 148,189 631,039

06CDU 2164 2,248 2,112 2,050 8,574

06TEP 1,256 1,208 1,204 1,000 4,668

02CNX 1283 1,369 1,257 1,161 5,070

06TEG 1,221 1,204 1,322 1,188 4,935

06ACL 920 896 917 749 3,482

04LCG 498 512 532 508 2,050

03BAJ 318 446 465 289 1,518

02EUR 233 127 188 252 800

Cálculo de asignación Anual 2018 y recálculos mensuales de DFT Legados.

Con la publicación en el Diario Oficial de la Federación de los “Términos, plazos, criterios, bases y metodologías de los Contratos Legados para el Suministro Básico y mecanismos para su evaluación”,

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se determinaron las vigencias de los contratos para las Centrales Eléctricas Legadas del SSB-CFE. En este sentido de las 159 Centrales Eléctricas para el Suministrador de Servicios Básicos que se consideraron en el cálculo de la asignación inicial de DFT Legados en 2016 solo el 67% recibió un Contrato Legado para el Sistema Interconectado Nacional (SIN). La Figura 3 muestra el comparativo de las Centrales Eléctricas Legadas del SSB-CFE que recibieron un contrato, se observa además que de las 106 Centrales Eléctricas Legadas solo el 19 % de estas tienen vigencia posterior al año 2035.

Figura 1. Centrales eléctricas Legadas con contrato con el SSB-CFE 2016 vs 2017 en el SIN.

Para el Sistema Eléctrico Baja California se otorgaron al 82% de las centrales reportadas dentro del periodo del 12 de agosto de 2012 al 11 de agosto de 2014 un contrato con el Suministrador de Servicios Básicos. La Figura 4 muestra el comparativo de las Centrales Eléctricas Legadas del SSB-CFE que recibieron un contrato, se observa además que el 18 % de estas tienen vigencia posterior al año 2035.

Figura 2. Generación Histórica del 2016 para el SSB-CFE en el Sistema BCA

Por último, en la Figura 5 se muestra el porcentaje de las Centrales Eléctricas Legadas del SSB-CFE que recibieron un Contrato Legado, se observa además que del total de estas centrales eléctricas el 100% cumple con su vigencia antes del año 2022.

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Figura 3. Generación Histórica del 2016 para el SSB-CFE en el Sistema BCS

Figura 4. Generación Histórica del 2017 para el SSB-CFE

A partir de la información de las vigencias de los contratos para las Centrales Eléctricas Legadas y la Información del insumo del Uso Histórico de Generación y Consumo promedio, se realizó la asignación anual de DFT Legados para el periodo de 2018 a 2035. La Tabla 2 muestra la asignación para el Suministrador de Servicios Básicos y los permisionarios CIL con mayor cantidad de DFT Legados Asignados.

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Tabla 2. Distribución de la Asignación de DFTL 2017

Titular Temporada 1 Temporada 2 Temporada 3 Temporada 4 Total

Suministrador De Servicios Básicos

(CFE) 145,439 165,472 165,760 170,215 646,887

Iberdrola Energía Monterrey S.A. De

C.V. 2,441 2,385 2,829 2,409 10,064

Termoeléctrica Peñoles S De R.L. De

C.V. 1,371 1,444 2,864 1,428 7,108

Tractebel Energía De Monterrey, S. De R.L.

De C.V. 1,087 1,961 1,937 1,091 6,076

Termoeléctrica Del Golfo S. De R.L. De

C.V. 1,381 1,382 1,411 1,405 5,579

Pemex-Gpb Complejo Procesador De Gas

Nuevo Pemex 1,312 1,402 1,314 1,317 5,344

México Generadora De Energía S. De R.L.

507 523 537 522 2,088

Energía Azteca Viii, S. De R.L. De C.V.

466 503 500 481 1,951

A partir del 1 de diciembre de 2017, el CENACE comenzó con los recálculos mensuales de DFT Legados, los cuales son producto de las adiciones y/o retiros de Centros de Carga en cada uno de los convenios de Transmisión para los permisionarios CIL y para el Suministrador de Servicios Básicos. La Figura 7 muestra las Zonas de Carga en donde se han presentado el mayor número de retiros de Centros de Carga para el SSB-CFE durante el periodo de diciembre de 2017 a mayo de 2018.

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Figura 7. Retiros de Centros de Carga del SSB en el mes de diciembre de 2017 a mayo de 2018

R) SUBASTAS DE DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN

El 28 de julio de 2017 se publica el en Diario Oficial de la Federación el Manual de Subastas de Derechos Financieros de Transmisión, el cual, establece los lineamientos de la participación de los PMs, garantías que deberán cumplir y se establece la formulación del modelo matemático de optimización para las Pruebas de Factibilidad Simultanea Preliminar y de la Subasta de Derechos Financieros de Transmisión.

Actualmente se está trabajando en la implementación de la herramienta del cálculo de las Subastas de los Derechos Financieros de Transmisión. Se espera que la Subasta de DFT se ejecute para el cuarto trimestre del 2018.

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II. SITUACIÓN FINANCIERA.

ESTADO DE SITUACIÓN FINANCIERA AL 30 DE JUNIO DE 2018 Y 2017 OPD8

JUNIO 2018 % Abs DICIEMBRE 2017 % Abs JUNIO 2018 % Abs DICIEMBRE 2017 % AbsACTIVO PASIVO

Circulante Corto plazoEfectivo, bancos e inversiones 1,257.4$ 48.8 964.7$ 45.0 Proveedores y Contratistas 354.1$ 13.7 69.0$ 3.2Cuentas por cobrar M.E.M. 118.4 4.6 111.6 5.2 Impuestos Retenidos y Derechos 49.2 1.9 47.0 2.2Deudores Diversos 0.6 0.0 16.0 0.7 Impuesto al Valor Agregado cobrado 29.3 1.1 7.8 0.4IVA Acreditable 41.4 1.6 37.4 1.7 ISR Remanente Distribuible 35.7 1.4 77.9 3.6Funcionarios y empleados 0.4 - - - Empleados 96.4 3.7 74.0 3.4Anticipos a cuenta de gastos 0.1 - - - Otros pasivos 19.5 0.8 20.9 1.0

Total Activo Circulante 1,418.3 54.9 1,129.7 52.6 Beneficios a los empleados 215.7 8.4 166.0 7.7Total Pasivo Corto Plazo 799.9 31.0 462.5 21.7

Largo PlazoNo circulante Beneficios a los empleados 829.4 32.0 829.4 38.6

Fijo Total Pasivo a Largo 829.4 32.0 829.4 38.6Propiedades y Equipo 1,355.7 52.5 1,154.4 53.8 Total Pasivo 1,629.3 63.0 1,291.8 60.2Depreciación Acumulada (303.6) (11.8) (249.7) (11.6)

Neto activo fijo en Operación 1,052.1 40.8 904.7 42.2 PATRIMONIOAportaciones 1,082.3 41.9 1,082.3 50.4

Activo Fijo (Neto) 1,052.1 40.8 904.7 42.2 Superávit por revaluación 283.1 11.0 283.1 13.2Resultado de Ejercicios Anteriores (511.8) (19.8) (511.8) (23.9)Resultado del Ejercicio 98.5 3.9 - -

Activo Intangible 111.0 4.3 111.0 5.2 Total Patrimonio 952.1 37.0 853.6 39.8Neto Activo Intangible 111.0 4.3 111.0 5.2

Total Activo no Circulante 1,163.1 45.1 1,015.7 47.4

Total Activo 2,581.4 100.0 2,145.5$ 100.0 Total Pasivo y Patrimonio 2,581.4$ 100.0 2,145.5$ 100.0

JUNIO 2018 DICIEMBRE 2017

Bienes inmuebles en Comodato. - -

Mercado Eléctrico Mayorista (Activo) 38,477.5 16,449.1 Mercado Eléctrico Mayorista (Pasivo) (38,380.3) (16,406.5)

Mercado Eléctrico Mayorista (Patrimonio) (97.2) (42.6)

Beneficios a los Empleados. 8,086.2 8,086.2

ESTADO DE SITUACIÓN FINANCIERA AL 30 DE JUNIO DE 2018 Y 31 DE DICIEMBRE DE 2017(CIFRAS EN MILLONES DE PESOS)

Cuentas de Orden Contables

ESTADO DE RESULTADOS DE LOS PERIODOS 1 DE ENERO AL 30 DE JUNIO DE 2018 Y 2017

8 Organismo Público Descentralizado

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JUNIO 2018 % Var.Rel.Ing. JUNIO 2017 % Var.Rel.Ing.

Ingresos 1,428.0$ 100.0 1,437.7$ 100.0

Costos de Operación 1,190.1 83.3 952.1 66.2

Provisión de costo laboral 122.6 8.6 86.2 6.0

Resultado de Operación 115.3 8.1 399.4 27.8

Depreciación 53.9 3.8 38.9 2.7

Remanente de operación 61.4 4.3 360.5 25.1

(Gastos) Productos ajenos a la operación (5.1) (0.4) 0.1 -

Resultado antes de Costo Financiero 56.3 3.9 360.6 25.1

Productos financieros 44.6 3.1 26.4 1.8

Gastos financieros 2.3 0.2 0.7 - Neto, Productos Financieros 42.3 2.9 25.7 1.8

Resultado del Ejercicio 98.6$ 6.8 386.3$ 26.9

ESTADO DE RESULTADOS Por los periodos de seis meses que terminaron el 30 de junio de 2018 y 2017

(CIFRAS EN MILLONES DE PESOS)

Explicación a variaciones al 30 de junio de 2018 y 31 diciembre 2017

(en millones)

ESTADO DE SITUACIÓN FINANCIERA.

El Centro Nacional de Control de Energía tiene un activo circulante por $1,418.3; lo que representa un incremento de 25.5%, respecto del saldo de diciembre de 2017 ($1,129.7). El monto se compone por $1,257.4 de efectivo, bancos e inversiones en papel gubernamental por los ingresos cobrados de la tarifa de operación, así como por las cuentas por cobrar de dicha tarifa por $118.4, IVA pendiente de acreditar $41.4 y otros deudores por $1.1.

El activo fijo por $1,052.1 presentó un incremento neto de $147.4 (16.3%) respecto de diciembre de 2017 ($904.7); debido a la depreciación acumulada al cierre del periodo ($-53.9) y por la adquisición de bienes muebles (equipo de comunicaciones y de cómputo) por $201.3.

Del total de activo fijo neto, el 20.0% está representado por Terrenos y Edificios, el restante 80.0% está representado por mobiliario y equipo, equipo de cómputo, equipo de comunicación, equipo de

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transporte y la revaluación. El efecto neto de revaluación reconocido en el Estado de Situación Financiera fue por $257.9.

Al cierre de junio 2018, el saldo del activo intangible asciende a $111.0, que corresponde a la adquisición de licencias, actualizaciones y servicios de mejoras al software.

El pasivo a corto plazo por $799.9 (49.0% del total) al 30 de junio de 2018, está representado por:

El saldo de Proveedores por $354.1 (44.3% del total) corresponde a obligaciones de diversos pagos a terceros por servicios y adquisiciones de bienes.

El 6.2% del pasivo está representado principalmente por los impuestos y derechos por pagar derivados de las obligaciones de sueldos y salarios ($49.2). El IVA cobrado por los ingresos de la tarifa del MEM representa el 3.7% del total ($29.3), mientras que la provisión de ISR por remanente distribuible por los gastos no deducibles representa el 4.4%.

El 12.0% del pasivo está representado por el saldo de Empleados que se conforma principalmente por las prestaciones acumuladas derivadas de las nóminas por pagar a empleados como son: provisión de fondo de ahorro, aportación al Recenace y aguinaldo, principalmente. Los otros pasivos por $19.5 (2.4%) están representados principalmente por IVA no cobrado de las cuentas por cobrar pendientes del MEM.

El Pasivo Laboral, derivado del cálculo del despacho actuarial, presenta en corto plazo un saldo de $215.7 (27.0% del total a corto plazo) y un saldo a largo plazo por $829.4 (32.0% del total pasivo-patrimonio).

Del total del pasivo-patrimonio, el 37.0% está representado por el patrimonio del CENACE al 30 de junio de 2018 ($952.1) que se integra principalmente por las aportaciones, capitalizaciones de los bienes muebles e inmuebles, reconocimiento de efectos de revaluación, así como por los resultados acumulados de ejercicios anteriores y del ejercicio.

En cuentas de orden al cierre del periodo, se reconoce un saldo de $38,477.5 y $8,086.2, por las operaciones del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y el pasivo laboral por Beneficios a los Empleados, respectivamente.

ESTADO DE RESULTADOS AL 30 DE JUNIO DE 2018 Y DE 2017.

El organismo presentó al cierre del periodo ingresos contables por $1,428.0 ($1,437.7 el mismo periodo del año anterior), lo que representa un decremento del 0.6%; originado principalmente por la facturación de la tarifa de operación del mercado eléctrico, que representa el 91% ($1,325.5) del total de los ingresos. El restante 9.0% ($112.2) corresponde a ingresos por estudios de porteo, pre-registro, interconexión, capacitación y el proceso de subasta a largo y mediano plazo, principalmente.

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Los costos de operación al cierre del periodo por $1,190.1 ($952.1 en junio 2017), representan un incremento del 25.0% respecto del mismo periodo de 2017, derivado de las remuneraciones y prestaciones al personal $842.5 (70.8%); seguido de $342.9 (28.8%) en el grupo de servicios generales, mientras que materiales de mantenimiento y consumo representa $4.7 (0.4%).

A junio de 2018, el resultado del ejercicio antes de costo financiero es positivo en $56.3 ($360.6 en junio 2017), una vez considerado el costo de obligaciones laborales por $122.6, la depreciación de $53.9, y gastos ajenos por $5.1.

Se reconocieron en el ejercicio $42.3 ($25.7 en junio 2017) netos de productos financieros derivados de la obtención de intereses devengados por las inversiones en papel gubernamental que se realizaron.

El resultado al 30 de junio de 2018 fue $98.5 ($386.3 en junio 2017), debido principalmente al reconocimiento de ingresos por el cobro de la tarifa de operación a los participantes del Mercado Eléctrico Mayorista superiores a los costos que generaron dichos ingresos.

III. ESTADO DE SITUACIÓN FINANCIERA AL 30 DE JUNIO DE 2018 Y 2017 MEM

CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGIADIRECCIÓN GENERAL

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

ESTADO DE SITUACIÓN FINANCIERA AL 30 DE JUNIO DE 2018(CIFRAS EN MILLONES DE PESOS)

Junio 2018 % Rel Diciembre 2017 % Rel Junio 2018 % Rel Diciembre 2017 % RelACTIVO PASIVO

Corto Plazo Corto PlazoCuentas por Pagar MEM 34,018.2 88.5 14,442.9 87.8

Fideicomiso Bancario 2,227.0 5.8 262.7 1.6 Anticipos recibidos de Participantes 0.0 0.0 11.2 0.1IVA por Pagar 9.0 0.0 0.0 0.0

Cuentas por Cobrar MEM 31,558.6 82.0 14,165.8 86.1 Acreedores Diversos 4,353.1 11.3 1,952.4 11.9Total Pasivo a Corto Plazo 38,380.3 99.8 16,406.5 99.8

Deudores Diversos 4,691.9 12.2 1,991.6 12.1Largo Plazo

IVA Pendiente de Recuperar 0.0 0.0 29.0 0.2 Depósitos Recibidos 0.0 0.0 0.0 0.0Total Pasivo a Largo Plazo 0.0 0.0 0.0 0.0

Total Corto Plazo 38,477.5 100.0 16,449.1 100.0 Total Pasivo 38,380.3 99.8 16,406.5 99.8

PATRIMONIOResultados de ejercicios anteriores 42.6 0.1 4.6 0.0Utilidad del Ejercicio 54.6 0.1 38.0 0.2

Total Patrimonio 97.2 0.2 42.6 0.2

Total Activo 38,477.5 100.0 16,449.1 100.0 Total Pasivo y Patrimonio 38,477.5 100.0 16,449.1 100.0

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ESTADO DE RESULTADOS DEL 1 DE ENERO AL 30 DE JUNIO DE 2018(CIFRAS EN MILLONES DE PESOS)

Junio 2018 % Rel Junio 2017 % Rel

Ingresos 504,132.2 ##### 350,322.2 #####Costos 504,132.2 ##### 350,319.5 #####

UTILIDAD O (PERDIDA) DE OPERACIÓN 0.0 0.0 2.7 20.3

Productos Financieros 54.6 100.0 10.6 79.7Gastos Financieros 0.0 0.0 0.0 0.0(GASTOS) PRODUCTOS FINANCIEROS 54.6 100.0 10.6 79.7

UTILIDAD O (PERDIDA) DEL EJERCICIO 54.6 100.0 13.3 100.0

CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGIADIRECCIÓN GENERAL

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

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Ingresos obtenidos a partir de las tarifas establecidas por la CRE para la operación del CENACE en 2018.

Los ingresos al 30 de junio de 2018 que se presentan en el estado de resultados por un importe de $1,428.0, están distribuidos en los siguientes conceptos de ingresos acumulados al cierre de ese ejercicio:

Concepto Monto en pesos %

Ingresos obtenidos por la tarifa del MEM $1,299,826,386 91%

Ingresos de estudios de interconexión, de instalación, estudios de transmisión, principalmente.

$86,661,850 6%

Ingresos obtenidos de estudios de impacto en la conexión del servicio eléctrico $35,897,922 2%

Ingresos obtenidos venta de subastas $5,623,222 1%

TOTAL DE INGRESOS EJERCICIO 2018 $1,428,009,380 100%

IV. OBSERVACIONES DE INSTANCIAS FISCALIZADORAS.

El estado de atención de las observaciones emitidas por las instancias fiscalizadoras al concluir el primer semestre de 2018 es el siguiente:

Ente Fiscalizador Saldo al Cierre de

2017

1er. Semestre de 2018

Generadas Solventadas* En

Proceso

Órgano Interno de Control 38 4 26 16

Auditoría Superior de la Federación 5 8 5 8**

Auditor Externo 1 0 1 0

TOTAL 44 12 32 24 * Solventadas: El ente fiscalizador ha confirmado la atención al 100% ** Estas acciones fueron reportadas como atendidas por la ASF de manera extraoficial.

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Cabe señalar que mediante oficio número OASF/0194/2018 de fecha 20 de febrero de 2018, la Auditoría Superior de la Federación, notificó al CENACE con motivo de la fiscalización de la Cuenta Pública al ejercicio de 2016, el Informe Individual correspondiente a la auditoría número 432-DE, denominada “Operación del Mercado Eléctrico Mayorista” con 8 recomendaciones; las acciones implementadas para su solventación fueron enviadas para su valoración mediante oficio No. CENACE/DENAFM-SEN-JUCI/044/2017 del 30 abril de 2018 y se está a la espera del pronunciamiento respectivo.

Por lo que corresponde al Auditor Externo, se efectuó la dictaminación de los Estados Financieros 2017 sin resultar observaciones por atender.

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2. INTEGRACIÓN DE PROGRAMAS Y PRESUPUESTOS Y SISTEMA DE EVALUACIÓN DEL

DESEMPEÑO (SED).

VI. 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 el primer semestre de 2018, se realizaron las siguientes actividades relacionadas con el Programa de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución del Mercado Eléctrico Mayorista 2018-2032.

Se elaboró la propuesta para la SENER de proyectos firmes para el Programa Indicativo de Instalación y Retiro de Centrales Eléctricas (PIIRCE) 2018-2022.

Se realizaron estudios para evaluar el impacto económico de congestiones en la RNT para el periodo 2018-2022

Se realizaron estudios para elaborar propuesta a la CRE de zonas de potencia 2021-2023

El 28 de febrero de 2018 el CENACE atendiendo a lo dispuesto en los artículos 14 y 108, Fracción XIV, de la Ley de la Industria Eléctrica; artículo 9, Fracciones I y II de su Reglamento, envió la propuesta para su autorización a la SENER y opinión de la CRE del Programa de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución del Mercado Eléctrico Mayorista 2018-2032.

El 7 mayo de 2018 el CENACE en atención a los oficios No. UE-240/33003/2018 y UE-240/39789/2018 de la Unidad de Electricidad de la Comisión Reguladora de Energía, en el cual solicita información adicional del Programa de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución del Mercado Eléctrico Mayorista 2018-2032 (PAMRNT 2018-2032). Mediante oficio No. CENACE/DOPS/131/2018, se respondió, anexando en memoria digital los archivos de la información solicitada.

El 7 de junio de 2018 el CENACE en atención al oficio No. 311/124/2018 de la Dirección General de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica de la Secretaría de Energía, en el cual la SENER emite conclusiones y solicita cambios en la estructura y proyectos del PAMRNT

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2018-2032. Mediante oficio No. CENACE/DOPS/156/2018, Se hizo del conocimiento de la SENER que si se aplicaban sus indicaciones se identificaban riesgos relacionados con la confiabilidad, sobrecostos en la producción de energía, montos y costos de energía no suministrada en el Sistema Eléctrico Nacional.

Publicación en el sitio web del CENACE el Programa de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución del Mercado Eléctrico Mayorista 2018-2032.

El Programa de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución del Mercado Eléctrico Mayorista 2018-2032 contiene:

o Diagnóstico operativo 2017

o Los proyectos de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución que corresponden al Mercado Eléctrico Mayorista instruidos por la Secretaría de Energía.

o Los proyectos propuestos de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución que corresponden al Mercado Eléctrico Mayorista.

o Las tres secciones de la Macro Red en proceso de análisis:

Sureste-Peninsular

Noroeste-Norte-Occidente

Noreste-Centro

o Los proyectos de la Red Nacional de Transmisión indicativos para posteriores programas.

Determinación de las capacidades de Energía Eléctrica Acumulable de las zonas/subzonas de exportación y de las capacidades de las zonas de interconexión, para la Subasta de Largo Plazo 2018.

Reportes detallados de estudios de confiabilidad, económicos y probabilísticos de proyectos del PAMRNT 2018-2032.

Se entregaron 103 Fichas Información de Proyecto de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución correspondientes al Mercado Eléctrico Mayoristas, de los proyectos propuestos en el programa a la Secretaría de Energía.

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En desarrollo la estructura de datos del Modelo General de Planeación correspondiente al PAMRNT 2018-2032.

En desarrollo el cálculo de los Niveles de cortocircuito de la Red Nacional de Transmisión 2021, correspondientes al PAMRNT 2018-2032.

Se actualizó el análisis costo beneficio del proyecto de interconexión en corriente directa entre el Sistema Interconectado Nacional y Baja California Sur, con el PIIRCE elaborado por SENER y el PIIRCE PAMRT 2018-2032.

Se actualizó el análisis costo beneficio del proyecto de transmisión para el aprovechamiento de recursos eólicos en Tamaulipas (Jacalitos – Regiomontano), con el PIIRCE elaborado por SENER y el PIIRCE PAMRT 2018-2032.

VII. INTEGRACIÓN DE PROGRAMAS.

La H. Cámara de Diputados autorizó un presupuesto por 4,309.5 millones de pesos ( MDP ) para el ejercicio fiscal 2018.

Programa Presupuestario

Denominación

2017 Presupuesto Autorizado

Original

Presupuesto Autorizado Modificado

Ejercido Enero-Junio

Avance

E568 Dirección, coordinación y control de la operación del Sistema Eléctrico Nacional 3,285.2 1,633.3 1,141.5 70%

K001 Proyectos de infraestructura económica de electricidad 490.3 98.1 14.2 14%

K029 Programas de Adquisiciones 165.8 33.2 0.0 0%

J008 Pensiones y Jubilaciones para el Personal del CENACE 181.9 76.9 88.8 116%

M001 Actividades de apoyo administrativo 6.2 3.1 2.4 78%

W001 Operaciones Ajenas 151.5 73.5 -58.6 -80%

O001 Actividades de Apoyo a la Función Pública y Buen Gobierno 28.4 13.4 13.3 99%

Total 4,309.5 1,931.3 1,201.6 62%

Como se puede observar, el Programa Presupuestario (PP) E568 es el que representa mayor asignación de recursos y al mes de junio, el porcentaje de gasto respecto al programado es de 70%,

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dicho PP presenta el objetivo fundamental del CENACE, cumpliendo con los objetivos que dan razón al programa.

PP J008 Pensiones y Jubilaciones del Personal del CENACE, el ejercicio del gasto por 88.8 MDP, en este programa se registraron las obligaciones de pago al personal que gozó de la prestación de su jubilación y así mismo, se cubrió la aportación del CENACE al Fondo de Pensiones del Personal, de acuerdo con lo convenido en el Contrato Colectivo de Trabajo 2016-2018, por aquellos nuevos trabajadores que están inscritos en el nuevo Sistema de Pensiones.

El PP K029 Programas de Adquisiciones no presenta ejercicio del gasto a junio.

El PP K001 Programas y Proyectos de Inversión ejerció un monto de 14.2 MDP en el pago del Sistema de procesamiento y almacenamiento para aplicaciones operativas del CENACE.

El PP W001 Operaciones Ajenas. – A Junio, el ejercicio del gasto ha sido negativo, debido a que los ingresos por retenciones son superiores a los enteros.

VIII. METAS E INDICADORES DE DESEMPEÑO. A continuación, se detallan el avance obtenido para junio de 2017, el avance para junio de 2018, la meta correspondiente y la justificación de las desviaciones presentadas para los indicadores cuya frecuencia de medición permite reporte:

E568 "Dirección, coordinación y control de la operación del Sistema Eléctrico Nacional" Información reportada en el Portal Aplicativo de la Secretaría de Hacienda (PASH)

Indicador Junio 2017 Junio 2018 Meta junio 2018

Comportamiento del indicador

Índice de operación en estado normal (IOEN) 100.00% 100.00% 90.00%

Índice de calidad de voltaje (ICV)* 0.000547 0.000543 0.002430

Índice de calidad de frecuencia (ICF) 100.00% 100.00% 99.9788%

Reserva operativa (RO) 96.86% 98.63% 95.00% Índice de reserva de planeación del Sistema interconectado nacional (IRP_SIN)1

5.31% 4.78% 13.00%

Índice de reserva de planeación del Sistema interconectado de Baja California (IRP_BCA)1

17.79% 14.66% 15.00%

Índice de reserva de planeación del Sistema interconectado de Baja California Sur (IRP_BCS)1 34.06% 11.87% 15.00%

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Oportunidad en la emisión de los precios marginales locales del mercado de día en adelanto en el Sistema interconectado nacional

80.22% 81.32% 80.20%

Oportunidad en la emisión de los precios marginales locales del mercado de día en adelanto en el Sistema interconectado de Baja California

91.21% 100.00% 80.20%

Oportunidad en la emisión de los precios marginales locales del mercado de día en adelanto en el Sistema interconectado de Baja California Sur

100.00% 100.00% 80.20%

Porcentaje de participantes del mercado y demás interesados que acreditan el curso básico del Mercado eléctrico mayorista

89.57% 90.63% 85.00%

Oportunidad en la publicación de estados de cuenta diarios (OPECD)

98.08% 100.00% 92.00%

Porcentaje de efectividad del gasto (PEG)2 52.17% 67.83% 100.00%

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

- 65.05% 50.00%

* Se presentan los valores a seis decimales, aunque el PASH sólo permite visualizar los avances a dos. En el sistema se observa “0.00” como valores registrados. ** El reporte del indicador inició en 2018.

Causas de desviaciones:

1. Índice de reserva de planeación para los tres sistemas interconectados. Durante el mes de junio de 2018, la Reserva Operativa durante la demanda máxima coincidente en el Sistema Interconectado Nacional fue de 4.78%, valor menor incluso al requerimiento de Reserva Operativa. El valor registrado de esta demanda corresponde al máximo histórico. Lo anterior obedece al incremento de la demanda de energía por las altas temperaturas prevalecientes (particularmente en el norte del país) y a los montos de indisponibilidad prevalecientes en la capacidad de generación, con un promedio mensual de 4,819 MW en el concepto de falla y 7,291 MW en el concepto de degradación, así como valores máximos de 5,975 MW en el concepto de falla y 9,468 MW en el concepto de degradación. Para afrontar el déficit de generación y mantener un suministro confiable de energía eléctrica, se aplicaron acciones de control operativo para incrementar el monto de reserva, que incluyeron el uso de la generación disponible de centrales hidroeléctricas, así como el despacho de generación disponible con combustóleo y diésel.

Para el Sistema Interconectado de Baja California la reserva operativa durante la demanda máxima coincidente fue 0.3 puntos porcentuales inferior al 15% establecido por el Código de

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Red. Para el sistema eléctrico de Baja California Sur presentó una reserva operativa en su demanda máxima coincidente de 11.87% quedando 3.13 puntos porcentuales por debajo del criterio de Reserva de Planeación; esto debido a la indisponibilidad de generación por concepto de falla, con un promedio de 89 MW y un valor máximo de 152 MW durante el mes.

2. Porcentaje de efectividad del gasto. El menor ejercicio reportado se origina principalmente a que se tenía programado ejercicio en inversión y servicios generales en el proyecto de mantenimiento del SCADA, se espera el ejercicio de este contrato en los próximos meses.

IX. EFICIENCIA EN LA CAPTACIÓN DE LOS INGRESOS.

Posición Presupuestal

Ingresos Presupuestados

enero-junio 2018

Ingresos Recaudados enero-junio

2018

Ingresos Recaudados enero-junio

2017

Variaciones

Ejercido vs Programado

2018

Ejercido 2018 vs

2017

Ingresos Propios 1,278,969,722 1,317,114,246 1,274,890,778 3% 3% Ingresos Diversos 172,700,830 177,146,937 178,631,534 3% -1% TOTAL INGRESOS 1,451,670,552 1,494,261,180 1,453,522,312 3% 3%

n.a. - no existe criterio para comparar

Se obtuvo un ingreso real por 1,494.2 mdp, 42.6 mdp superior al ingreso autorizado por la CRE,

1,317.1 mdp producto de los ingresos por la aplicación de las tarifas de operación aprobadas por la CRE, por los servicios prestados por el CENACE al MEM y 177.1 mdp por ingresos diversos.

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

Ejercido vs programado 2018

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Ingresos Propios. – Existe una variación del 3% contra el presupuesto a junio, como efecto de la aplicación de las Tarifas de Operación aprobadas por la Comisión Reguladora de Energía, en sus acuerdos números A/004/2018, que de entrada consideraron un Ingreso menor al autorizado en del PEF (4,309.5MDP), en un monto de 542.3 mdp correspondiente al remanente de operación del ejercicio 2017 y 971.0 mdp en la reducción del gasto.

Ingresos Diversos. – Presenta una variación del 3% contra el presupuesto aprobado por la CRE, el cual considera todos los ingresos ajenos a la tarifa.

Ejercido 2018 vs ejercido 2017

Ingresos- La variación que se presenta de 2018, respecto a 2017 es del 3%, el cuál es un incremento natural en base a la inflación.

X. EFECTIVIDAD EN EL EJERCICIO PRESUPUESTAL.

Capítulo de Gasto Presupuesto Programado enero-junio

Presupuesto Ejercido Variaciones

enero-junio 2018

enero-junio 2017

Ejercido vs Programado

2018

Ejercido 2017 vs 2018

Servicios Personales 662,530,627 739,382,619 667,060,447 12% 11%

Materiales y Suministros 29,690,402 11,324,362 10,408,992 -62% 9%

Servicios Generales 956,498,382 406,344,974 237,951,618 -58% 71%

Total Gasto Corriente 1,648,719,411 1,157,051,955 915,421,057 -30% 26%

Pensiones y Jubilaciones 76,874,936 88,810,187 67,821,296 16% 31%

Otras Erogaciones 983,002 82,160 84,336 -92% -3%

Total Inversión 131,236,143 14,178,453 2,683,785 -89% 428%

Operaciones Ajenas Netas 73,463,437 -58,555,864 -61,848,000 -180% -5%

Total Gasto Programable 1,931,276,929 1,201,566,891 924,162,474 -38% 30%

Ejercido Vs Programado 2018

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Para el ejercicio 2018, la H. Cámara de Diputados autorizó un presupuesto por 4,309.5 millones de pesos (MDP), el programado a junio es de 1,931.3 MDP. A continuación, se explican las variaciones por Capítulo de Gasto:

En Servicios Personales se tiene un mayor gasto en un 12% que se origina por el incremento en salario y prestaciones de la revisión salarial 2017, seguro de gastos médicos mayores, seguro de vida, las prestaciones excedentes no reconocidos en el presupuesto autorizado. Así como la cantidad que considera la SHCP para la prestación de energía eléctrica que no corresponde a la que actualmente se está pagando.

En el rubro de Gasto Corriente se ejerció 915.4 MDP, 30% menos del presupuesto aprobado, por el efecto de los siguientes gastos:

En Materiales y Suministros se registró un gasto de 10.4 MDP, menor en un 62% al presupuesto autorizado.

En Servicios Generales se presentó un gasto de 238.0 MDP, menor en un 58% al presupuesto autorizado.

En Pensiones y Jubilaciones se ejerció un monto de 67.8 MDP superior en 17% al presupuesto aprobado, debido al pago de liquidación de prima legal de antigüedad a 18 trabajadores durante el primer semestre del año.

En Operaciones Ajenas se ejercieron -61.8 MDP, derivado de que el IVA cobrado ha sido mayor al IVA Pagad, originado por el menor ejercicio del gasto con relación a los ingresos obtenidos.

El Gasto de Inversión presenta un menor ejercicio de 132.0 MDP, derivado de que el IVA cobrado ha sido mayor al IVA Pagado, originado por el menor ejercicio del gasto con relación a los ingresos obtenidos.

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3. CUMPLIMIENTO DE LA NORMATIVIDAD Y POLÍTICAS GENERALES, SECTORIALES E

INSTITUCIONALES.

XI. PLAN NACIONAL DE DESARROLLO 2013-2018.

4.6 Abastecer de energía al país con precios competitivos, calidad y eficiencia a lo largo de la cadena productiva

El Mercado Eléctrico Mayorista, MEM,9/ es un espacio donde los generadores, comercializadores, suministradores o usuarios calificados podrán realizar transacciones de compra-venta de energía en un ambiente de competencia y transparencia, lo que propiciará la reducción de costos. Al introducir competencia en los segmentos liberalizados de generación y comercialización, permitirá reducir costos a niveles competitivos con otros países que fomentan este tipo de mercados, lo que incentiva y propicia la inversión pública y privada en el sector. Con el objetivo de asignar contratos en el MEM operan: un Mercado de Energía de Corto Plazo; un Mercado para el Balance de Potencia; Subastas de Derechos Financieros de Transmisión y Subastas de Mediano y Largo Plazo.

El Mercado de Energía de Corto Plazo entró en operación en el año 2016: el 27 de enero en Baja California, el 29 de enero en Sistema Interconectado Nacional y el 23 de marzo en Baja California Sur.

El 28 de febrero de 2018 se ejecutó el Mercado para el Balance de Potencia correspondiente al año de producción 2017. Los resultados de esta ejecución fueron: Potencia Anual Acreditada en las Zonas de Potencia que conforman el SEN: Sistema

Interconectado Nacional (SIN), 45,340.72 megawatts al año (MW-año); Sistema Interconectado Baja California, 2,812.71 MW-año; y Sistema Interconectado Baja California Sur, 556.53 MW-año.

9/ 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) para comprar y vender energía.

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Precio Neto de Potencia: SIN, 709.6 miles de pesos por MW-año; Sistema Interconectado Baja California, 594.1 miles de pesos por MW-año; y Sistema Interconectado Baja California Sur, 2.5 millones de pesos por MW-año.

El 30 de noviembre de 2016 el Centro Nacional de Control de Energía publicó la primera

asignación anual de los Derechos Financieros de Transmisión Legados correspondientes al año 2016 y al periodo del 1 de enero de 2017 al 30 de noviembre de 2017.

Subastas de Largo Plazo para la Compara de energía 2017 El 15 de mayo de 2018, tal como lo dispone el Manual de Subastas de Largo Plazo, la CRE y el CENACE publicaron la convocatoria para la Cuarta Subasta de Largo Plazo y el 1 de junio se publicaron las bases de licitación. Conforme al calendario establecido, el 14 de noviembre es la fecha límite para la emisión del fallo y la asignación de los contratos correspondientes.

Subastas de Mediano Plazo para la compra – venta de potencia y de energía,

El 5 de marzo de 2018 se emitió el fallo de este proceso en los que se presentaron: - 41 ofertas de compra para el producto de energía y 10 para el producto de potencia. Las

empresas ofertantes fueron CFE Suministrador de Servicios Básicos, E.P.S., Vitol Electricidad de México, S. de R.L. de C.V. y Enel Energía S.A. de C.V.

- 3 ofertas de venta para el producto de energía y 3 para el producto de potencia. Las empresas ofertantes fueron: CFE Generación VI, E.P.S., GPG Energía México, S.A. de C.V., Vitol Electricidad de México, S. de .R.L. de C.V., y Energía Azteca X, S.A. de C.V.

- Como resultado de esta subasta se adjudicaron 50 MW-año de potencia a un precio del mercado de $746,072.00 pesos en el Sistema Interconectado Nacional para el año 2018, los cuales fueron ofertados por GPG Energía México, S.A. de C.V. y comprados por Enel Energía, S.A. de C.V.

- El producto de energía no fue adjudicado para ninguno de los años disponibles de la subasta

XII. PROGRAMA SECTORIAL DE ENERGÍA 2013-2018

Objetivo 2. Optimizar la operación y expansión de infraestructura eléctrica nacional 2.2. Disponer de infraestructura eléctrica en las mejores condiciones para proveer el servicio con estándares de seguridad, calidad y eficiencia.

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Al 30 de junio de 2018 se tenían 186 interesados en participar en el Mercado Eléctrico

Mayorista (MEM), de los cuales 46 están operando (25%). Al 31 de junio de 2018 se tienen 104 contratos firmados con participantes del mercado: 46 en

operación y 58 en registro de activos. Al primer semestre de 2018, de los 46 participantes del mercado operando en el MEM, 37 son

privados y 9 son empresas de CFE. En 2016 operaban 6 participantes del mercado: 4 privados y 2 empresas de CFE. En 2015 de 3 participantes del mercado operando, sólo 2 eran privados.

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

El 8 de septiembre de 2015 se publicó en el Diario Oficial de la Federación el “Acuerdo por el que la Secretaría de Energía emite las Bases del Mercado Eléctrico Mayorista”, instrumento que contiene las disposiciones que dan forma al nuevo mercado. Asimismo, se establece un marco regulatorio claro y equitativo que ha generado inversión y competencia en el sector eléctrico.

Las Disposiciones Operativas del Mercado comprenden jerárquicamente a: los Manuales de Prácticas de Mercado, las Guías Operativas, y los Criterios y Procedimientos de Operación.

Disposiciones publicadas en el DOF al 30 de junio de 2018:

Manuales de Mercado

1. Manual de Subastas de Largo Plazo 19/11/2015 2. Manual de Estado de Cuenta, Facturación y Pagos 15/03/2016 3. Manual de Garantías de Cumplimiento 16/03/2016 4. Manual de Solución de Controversias 16/03/2016 5. Manual de Contratos de Interconexión Legados 13/05/2016 6. Manual de Mercado de Energía de Corto Plazo 17/06/2016 7. Manual del Sistema de Información del Mercado 04/07/2016 8. Manual de Registro y Acreditación de Participantes del Mercado 15/07/2016 9. Manual de Asignación de Derechos Financieros de Transmisión Legados 14/09/2016 10.Manual del Mercado para el Balance de Potencia 22/09/2016 11.Manual de Interconexión de Centrales de Generación con Capacidad menor a 0.5 MW 15/12/2016 12.Manual de Transacciones Bilaterales y registro de Contratos de Cobertura Eléctrica 20/01/2017 13.Manual de Subastas de Mediano Plazo 12/06/2017 14.Manual de Subastas de Derechos Financieros de Transmisión 28/07/2017 15.Manual de Costos de Oportunidad 16/10/2017 16.Manual de Programación de Salidas 13/11/2017 17.Manual de Pronósticos 23/11/2017 18.Manual de Requerimientos de Tecnologías de la Información y Comunicaciones para el Sistema

Eléctrico Nacional y el Mercado Eléctrico Mayorista 04/12/2017 19.Manual de Importaciones y Exportaciones 11/12/2017 20.Manual de Contratos de Cobertura de Servicios de Transmisión y Distribución 08/01/2018 21.Manual para el Desarrollo de las Reglas de Mercado 08/01/2018 22.Manual de Coordinación de Gas Natural 09/01/2018 23.Manual de Medición para Liquidaciones 10/01/2018

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24.Manual de Criterios para el Despacho y la Desagregación de Energía para las Unidades de Propiedad Conjunta en el Mercado Eléctrico Mayorista 10/01/2018

25.Manual de Liquidaciones 12/01/2018 26.Manual de Vigilancia del Mercado 12/01/2018 27.Manual para la Interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga 09/02/2018 Guías Operativas 1. Guía Operativa de la Cámara de Compensación para Contratos asignados a través de Subastas de

Largo Plazo 23/06/2017 Procedimientos de Operación 1. Procedimiento de Operación para la Consola de Pagos 27/07/2017 Objetivo 3. Desarrollar la infraestructura de transporte que permita fortalecer la seguridad de provisión de energéticos, contribuyendo al crecimiento económico. 3.1. Desarrollar la infraestructura de transmisión eléctrica para incrementar el mallado de la red, su redundancia y la reducción de pérdidas.

El CENACE presentó a la SENER, el “Programa de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución del Mercado Eléctrico Mayorista 2018 – 2032”. Este programa tiene como objetivo proveer los elementos necesarios para cumplir con el suministro de la demanda, preservar y mejorar la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional, reducción de los costos de producción, cumplir las metas de producción de energía limpia, minimizar las congestiones en la RNT, programar proyectos de Redes Eléctricas Inteligentes y la reducción de gases efecto invernadero.

En su función de operador del Sistema Eléctrico Nacional y del Mercado Eléctrico Mayorista, el CENACE aportó los elementos técnicos para la conformación del Programa de Desarrollo del Sector Eléctrico Nacional (PRODESEN), documento de diagnóstico y análisis que proyecta las necesidades del sector eléctrico para los siguientes años.

XIII. SISTEMA DE INFORMACIÓN DEL MERCADO (SIM)

El SIM es un conjunto de reportes y aplicaciones para la descarga de información relevante del MEM, que se publican en los portales Web del CENACE. A través de este medio, los Integrantes de la Industria y el público en general acceden a la información relevante del MEM, sobre una base no indebidamente discriminatoria, de acuerdo con las disposiciones establecidas en el propio Manual del SIM.

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La implementación SIM, es resultado de las etapas de evolución y maduración del Mercado Eléctrico Mayorista. Para ello, se han identificado los requerimientos de información que, de acuerdo con las Reglas del Mercado vigentes, deben incorporarse al SIM y se han desarrollado los procedimientos necesarios para su consulta. (Tabla de avances)10

Al mes de junio de 2018, se trabajó en el desarrollo de los procesos, flujos y mecanismos que permitirán que nuevos reportes e información se pueda consultar en los portales WEB del CENACE. Además, se implementaron nuevas funcionalidades en las Áreas Certificada y Segura del SIM.

La información es proporcionada por diversas unidades administrativas de las Direcciones del CENACE:

Administración del Mercado Eléctrico Mayorista; Operación y Planeación del Sistema; y Administración y Finanzas.

De acuerdo con lo que establecen las Bases del Mercado Eléctrico y el Manual correspondiente, el SIM presenta tres niveles de acceso y seguridad:

Área Pública: Permite el acceso abierto a los Integrantes de la Industria Eléctrica y a toda persona interesada; (http://www.CENACE.gob.mx/MercadoOperacion.aspx)

Área Certificada: Permite el acceso a la SENER, la CRE e Integrantes de la Industria Eléctrica (exclusivamente a su propia información sobre las transacciones en el MEM), con un usuario, contraseña y un certificado digital.

Área Segura: Permite el acceso a la SENER, la CRE e Integrantes de la Industria Eléctrica, con información común para los Participantes del Mercado, Transportistas y Distribuidores, con un usuario, contraseña y certificado digital.

Para el acceso a las Áreas Certificada y Segura, el CENACE se encarga de gestionar las cuentas de usuario para cada Integrante de la Industria Eléctrica, de conformidad con lo que establecen los Manuales de Registro y Acreditación de Participantes del Mercado y del Sistema de Información del Mercado.

Al 30 de junio de 2018, el avance en la implementación del Manual del SIM, era el siguiente:

10 Se adjunta tabla de avances en el apartado de Anexos.

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Requerimientos de Publicación por Área del

SIM Total Publicados En Proceso

Área Pública 48 42 6

Área Segura 18 13 5

Área Confidencial 17 14 3

TOTAL 83 69 14

A la misma fecha de corte, el avance en la publicación de Requerimientos de otros Manuales de Prácticas del Mercado era el siguiente. Cabe señalar que varios de los reportes en proceso surgieron de lo establecido en diversos Manuales de Prácticas Operativas del Mercado que se emitieron durante los últimos meses del 2017 y los primeros del 2018:

Requerimientos de Publicación por Área del

SIM Total Publicados En Proceso

Área Pública 80 41 39

Área Segura 10 2 8

Área Confidencial 23 11 12

TOTAL 113 54 59

XIV. PROGRAMA PARA UN GOBIERNO CERCANO Y MODERNO 2013-2018.

En el marco del Programa para un Gobierno Cercano y Moderno (PGCM) 2013-2018 y a las Bases de Colaboración suscritas entre la Secretaría de Energía (SENER) y el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), existen 54 compromisos y 22 indicadores cuyos avances se reportan de manera trimestral.

Con base en lo anterior se reportaron los avances de manera trimestral en el Portal de Aplicaciones de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), destacando los siguientes temas:

Acceso a la Información.

El Comité de Transparencia aprobó el Programa de Capacitación en materia de Transparencia, Acceso a la Información y Protección de Datos Personales 2018 y el Plan General para la Transparencia,

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Acceso a la Información y Protección de Datos Personales en donde se contemplaron acciones de programación e implementación de la Ley General de Protección de Datos Personales en Posesión de los Sujetos Obligados (LGPDPPSO).

En el periodo correspondiente al primer semestre de 2018, se recibieron 136 solicitudes de acceso a la información, las cuales fueron atendidas en tiempo y forma.

Archivos.

Se realizó la valoración, modificación y aprobación de las Fichas Técnicas de Valoración Documental de las series sustantivas de CENACE.

Se integró el Catálogo de Disposición Documental del CENACE (CADIDO), fue aprobado por el Comité de Transparencia y enviado al Archivo General de la Nación (AGN) el 23 de febrero de 2018, posteriormente, el 21 junio de 2018, el AGN remitió dictamen de validación favorable del CADIDO.

Se realizó capacitación institucional para operar el módulo de Archivos del Sistema Integral de Gestión y Administración de Archivos.

Difusión en el Boletín Electrónico Institucional de los Criterios Específicos para la Organización y Conservación de Archivos del CENACE y del Plan Anual de Desarrollo Archivístico 2018.

Presupuesto Basado en Resultados.

Posterior a la adecuación de la MIR del programa E568 "Dirección, coordinación y control de la operación del Sistema Eléctrico Nacional" realizada durante el segundo semestre de 2017, se solicitó la revisión de las metas de los indicadores que forman parte de ella para el ciclo 2018, que para algunos casos implicó modificaciones a las metas establecidas en 2017. Durante el primer trimestre del año, se realizó el registro de los resultados en Cuenta Pública 2017 y se emitió un oficio con esta información, con el cual se exhortó a las distintas unidades administrativas del CENACE a revisar el comportamiento de los indicadores a su cargo, los resultados y las metas comprometidas.

De manera periódica son publicados los avances de los indicadores en el Boletín mensual de indicadores del desempeño, cuyo objetivo es presentar de manera objetiva, sintética y periódica los resultados para monitoreo y, con ello, orientar la toma de decisiones.

Tecnologías de la Información.

El proceso administrativo digitalizado que fue habilitado durante el segundo semestre es la Plataforma de Oficios de Comisión (POC). El avance acumulado al segundo trimestre para este compromiso de las Bases de Colaboración del PGCM es del 90%.

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Se elaboraron los documentos de Administración de Procesos de PE, ADP, APRO y ACNF y sus productos (proyecto de implementación con trazabilidad).

Se llevo a cabo la reunión del GTIDA y el equipo de Comunicación Social, para definir la estrategia de Promoción y Difusión de Datos Abiertos de la Institución con lo cual se da cumplimiento del punto 4 de la Guía de Implementación.

Se llevó a cabo la Reunión de la Dirección, Subdirección, Jefaturas de Unidad y Subgerentes de TIC en la Gerencia de Control Regional Baja California; informándose entre otros temas, el estado de los proyectos prioritarios de 2018 y la planeación estratégica de TIC 2018-2020, así como el informe de avance de proyectos prioritarios.

Se perfecciona el conjunto de datos sobre “Consumo Mensual Bruto del Sistema Eléctrico Nacional”, publicándose en formato CSV, con lo cual se da cumplimiento al punto 3 de la Guía de Implementación.

Se libera el cuarto conjunto de datos abiertos sobre: Precios de Nodos Distribuidos en formato CSV, ubicando el Índice de Datos Abiertos de la Institución.

Se llevan a cabo revisiones a la calidad de los conjuntos de datos publicados en datos.gob.mx, para verificar que no existan ligas rotas y se atienden solicitudes de la ciudadanía sobre su consulta.

Se establece una estrategia de comunicación digital para la difusión de datos abiertos de la Institución, mediante el uso de redes sociales, así como la habilitación del apartado de Datos Abiertos en el portal institucional del CENACE.

Mejora regulatoria:

Fueron actualizados cinco Manuales de Procedimientos correspondientes al Proceso de Mercado de Largo Plazo del CENACE.

Indicadores del PGCM.

La SFP emitió en mayo pasado, los resultados preliminares de Evaluación de Gestión Gubernamental (EGG 2017). Posteriormente, en julio de 2018, notificó los resultados finales a los 22 indicadores, como se muestra a continuación:

Indicadores reportados por el CENACE.

IAR. 2 Porcentaje de expedientes actualizados del archivo de trámite. Resultado: 14.3 Cumplimiento: Sin Parámetros de Avance (SPA)

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IIeI. 2. Porcentaje de cumplimiento de las dependencias y entidades respecto al seguimiento del ejercicio de programas y proyectos de inversión. Resultado: 100 Cumplimiento: Cumple

IRH. 1. Recursos humanos profesionalizados. Resultado: 100 Cumplimiento: Cumple

IPRO. 1. Porcentaje de procesos prioritarios optimizados. Resultado: 70 Cumplimiento: Cumple

ITIC. 2. Procesos administrativos digitalizados. Resultado: 80 Cumplimiento: Cumple

ITIC. 3. Índice de datos abiertos. Resultado: 100 Cumplimiento: Cumple

IOR. 1. Unidades administrativas orientadas a objetivos estratégicos. Resultado: 61.1 Cumplimiento: No cumple

Indicadores reportados por las Unidades Normativas.

IAI.1. Tiempo de respuesta a solicitudes de información y calidad de las mismas. Unidad Normativa: Instituto Nacional de Transparencia, Acceso a la Información y Protección de Datos Personales (INAI) Resultado: 83.1 Cumplimiento: No Cumple

CP.1. Porcentaje de procedimiento de contratación competidos con posibilidad de recibir proposiciones de manera electrónica. Unidad Normativa: Secretaría de la Función Pública (SFP) Resultado: 100 Cumplimiento: Cumple

ICP.2. Índice de estrategias de contratación instrumentadas. Unidad Normativa: Secretaría de la Función Pública (SFP) Resultado: 0 Cumplimiento: No cumple

IpbR.1. Porcentaje de programas presupuestarios con información de desempeño con un nivel de logro satisfactorio. Unidad Normativa: Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP)

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Resultado: No aplica Cumplimiento: No aplica

Indicadores no valorables para el CENACE.

En seguimiento al planteamiento realizado a la Secretaría de la Función Pública (SFP), respecto de once indicadores en los que CENACE fundamentó que no estaba en posibilidad de dar cumplimiento, dado que el PGCM surgió en 2013 mientras que la entidad se creó en 2014, lo que implica, que las Bases de Colaboración que detallan los compromisos, indicadores y líneas base de medición, ya habían sido dados para la mayoría de las Dependencias y Entidades de la Administración Pública Federal, así como, por la propia naturaleza de CENACE, se consideran “no valorables”.

Derivado de los resultados finales de la EGG 2017, se muestra la situación específica de los once indicadores la SFP notificó siguientes:

Indicadores calificados como “no aplicables”:

IIeI. 1 Porcentaje de cumplimiento de las dependencias y entidades respecto a evaluaciones ex post de programas y proyectos de inversión”,

IMR. 1 Simplificación normativa en trámites prioritarios IMR. 2 Reducción de la carga administrativa a al ciudadano IPT.1 Acciones de transparencia focalizada IPRO.2 Porcentaje de procesos estandarizados” ITIC.1 Trámites y servicios digitalizados

Indicadores considerados “aplicables”:

IAR. 1 Porcentaje de archivo de concentración liberado Resultado: ND (No disponible) Cumplimiento: Cumple

IMR. 3 Porcentaje de normas internas simplificadas Resultado: ND (No disponible) Cumplimiento: SPA (Sin parámetro de avance)

IOR. 2 Proporción del gasto en servicios personales respecto al gasto programable” Resultado: 50.6 Cumplimiento: No cumple

IOR. 3 Cociente del gasto de operación administrativo Resultado: -8.2 Cumplimiento: Cumple

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Indicador evaluado con un esquema distinto a lo que contemplan las Bases de Colaboración del PGCM:

IPC.1 Porcentaje de propuestas de los sectores privado y social atendidas.

El cumplimiento del indicador antes señalado se evaluará acorde a los nuevos Lineamientos emitidos por la SEGOB; lo que significa establecer un nuevo esquema de trabajo en Participación Ciudadana, distinto al del PGCM.

Indicadores con cambios en línea base y meta 2018:

Con la finalidad de estar en condiciones de reportar avances satisfactorios, durante el primer semestre se realizaron diversas gestiones con las Unidades Normativas para regularizar los siguientes indicadores:

IAI.1., Tiempo de respuesta a solicitudes de información y calidad de las mismas (formalizado con el INAI)

IAR. 1, Porcentaje de archivo de concentración liberado (En proceso de autorización del AGN) Nombre IAR. 2, Porcentaje de expedientes actualizados del archivo de trámite. (En proceso de

autorización del AGN) IMR. 3, Porcentaje de normas internas simplificadas (Formalizado con la SFP)

XV. DECRETO DE CREACIÓN DEL CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGÍA.

Sesiones del Consejo de Administración Durante el primer semestre del año 2018, se llevaron a cabo dos sesiones del Consejo de Administración: la 20ª. Sesión Ordinaria, celebrada el 15 de marzo, y la 21ª. Sesión celebrada el 28 de junio. En ambas el Director General del CENACE presentó la situación que guarda el CENACE en materia de:

indicadores de desempeño operación y planeación del Sistema Eléctrico Nacional mercado eléctrico mayorista perspectiva de incremento de generación en el SEN, ampliación, modernización y acceso a la

red nacional de transmisión y a las redes generales de distribución seguimiento de las Subastas Eléctricas de Mediano y Largo Plazo y transferencia de inmuebles de CFE al CENACE

En ambas sesiones, el Consejo de Administración tomó los siguientes acuerdos de aprobación o toma de conocimiento:

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Aprobación de los Estados Financieros correspondientes al ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2017 e Informe de los Comisarios Públicos.

Autorización de los criterios de racionalidad, austeridad y disciplina del gasto para el ejercicio 2018.

Autorización de modificaciones en el Estatuto Orgánico del CENACE, con el fin de brindar mayor fortaleza jurídica y claridad en las labores que desempeña para el cumplimiento de sus objetivos.

Autorización para presentar a la Comisión Reguladora de Energía proyectos de modificación a las Bases del Mercado Eléctrico.

Aprobación del Informe de Autoevaluación del segundo semestre de 2017, así como la opinión de los Comisarios Públicos.

Toma de conocimiento del Presupuesto Autorizado para el Ejercicio 2018. Toma de conocimiento del Informe Público con los resultados de la evaluación y

recomendaciones al Consejo de Administración del CENACE. Toma de conocimiento de las medidas operativas adoptadas con motivo de la jornada electoral

del 1 de julio de 2018.

XVI. TRANSPARENCIA Y ARCHIVOS.

Transparencia

Del 01 de enero al 30 de junio del 2018 a través del ejercicio del derecho de acceso a la información pública, se recibieron en la Unidad de Transparencia del CENACE un total de 136 solicitudes de información, de las cuales se tienen los datos siguientes:

Modalidad de Respuesta Cantidad y Porcentaje de Solicitudes

Entrega de información 73 solicitudes, lo que representa el 54%.

Información confidencial 44 solicitudes, lo que representa el 32%.

No competencia 12 solicitudes, lo que representa el 9%.

Parcialmente confidencial 3 solicitudes, lo que representa el 2%.

Desechada porque el solicitante no desahogó prevención (se requirió información adicional al solicitante, por

1 solicitud, lo que representa el 1%.

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no ser clara su solicitud).

Pendientes de respuesta 3 solicitudes, es decir, se han atendido el 98% de las solicitudes de información ingresadas en el primer semestre del ejercicio 2018.

En cuanto al Índice de expedientes clasificados como reservados del CENACE, de conformidad con la Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública y los Lineamientos Generales en materia de clasificación y desclasificación de la información, así como para la elaboración de versiones públicas, dicho Índice se actualizó de manera semestral, con la aprobación del Comité de Transparencia y se encuentra publicado en la página de internet del CENACE en el formato establecido por el INAI, con la precisión que a la fecha dicha autoridad, aún no ha liberado el sistema correspondiente en la Plataforma Nacional de Transparencia para su respectiva publicación.

Asimismo, derivado de las acciones correspondientes a la carga de la información en la PNT, en el periodo que se reporta, la información de los 79 formatos correspondientes a las 47 fracciones comunes y de los 15 formatos referentes a las fracciones específicas de la Ley General de Transparencia y Acceso a la Información Pública y 4 formatos referentes a las fracciones específicas de la Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública aplicables al CENACE, se encuentran cargados en la PNT. Con lo anterior, el CENACE, en su calidad de sujeto obligado, cumple con lo establecido en el artículo 70 de la Ley General, dentro del plazo establecido por el Sistema Nacional de Transparencia para efectuar la carga de la información en la PNT.

Archivos

El Área Coordinadora de Archivos del CENACE, con fundamento en el artículo 12 de la Ley Federal de Archivos, y demás disposiciones aplicables en materia de organización y conservación de archivos, presenta el siguiente informe de las acciones realizadas al primer semestre del 2018.

Informe del Plan Anual de Desarrollo Archivístico 2017

Con fundamento en lo dispuesto en la fracción VI del artículo 12 de la Ley Federal de Archivos, se presentó al Comité de Transparencia el Informe de Cumplimiento del Plan Anual de Desarrollo Archivístico 2017, el cual fue aprobado mediante el acuerdo CT/ORD02/09/2018 el día 15/01/2018, se encuentran publicados en la siguiente liga en el sitio de internet del CENACE:

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http://www.cenace.gob.mx/Paginas/Publicas/Transparencia/CumplimientoArchivos.aspx

Plan Anual de Desarrollo Archivístico 2018

Con fundamento en lo dispuesto en la fracción VI del artículo 12 de la Ley Federal de Archivos, se presentó al Comité de Transparencia el Plan Anual de Desarrollo Archivístico 2018, el cual fue aprobado mediante el acuerdo CT/ORD02/010/2018 el día 15/01/2018, en el que se contemplan las acciones a emprender a escala institucional para la modernización y mejoramiento continuo de los servicio documentales y archivísticos, se encuentra publicado en la siguiente liga en el sitio de internet del CENACE:

http://www.cenace.gob.mx/Paginas/Publicas/Transparencia/CumplimientoArchivos.aspx

Dictamen de validación del Catálogo de Disposición Documental del CENACE

Con fundamento en al artículo 12 y 19 de la Ley Federal de Archivos, el Área Coordinadora de Archivos procedió con la presentación del Catálogo de Disposición Documental del CENACE, ante el Comité de Transparencia, el cual aprobó la modificación de este, en su vigésima cuarta sesión y acordó su envió al Archivo General de la Nación el 18 de junio de 2018.

El 21 de junio de 2018, el Archivo General de la Nación emitió Dictamen de validación DV/015/18 del Catálogo de Disposición Documental del CENACE, lo cual representa, normalizar de manera general y sistemática la política de tratamiento documental en el CENACE, en virtud de que, es un instrumento normativo que servirá para implementar de manera eficaz y eficiente los procesos de producción, uso, circulación, conservación, transferencia y destino final de los documentos de archivo producidos en el ejercicio de las atribuciones de este organismo público descentralizado.

Programa de capacitación

En enero de 2018, se brindó capacitación para operar el módulo de Archivos del Sistema Integral de Gestión Documental y Administración de Archivos (rol de Administrador del Sistema, Administrador de Dirección, Capacitador, Usuario final y Ejecutivo), contando con la participación de 227 servidores públicos adscritos a las diferentes Unidades Administrativas que conforman el CENACE.

Así mismo, en junio de 2018 se publicaron en la intranet institucional videos de reforzamiento de capacitación módulo e-archivo del Sistema Integral de Gestión Documental y Administración de Archivos (SIGDAA).

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Implementación del Sistema Integral de Gestión Documental y Administración de Archivos

En seguimiento a la Implementación del Sistema Integral de Gestión Documental y Administración Archivos, se realizaron pruebas de operación del módulo e-oficio en las siguientes Unidades Administrativas:

I. Unidad de Operación Financiera II. Unidad de Comunicación Social

III. Unidad de Vinculación Institucional IV. Unidad de Transparencia V. Dirección General

VI. Subgerencias de Administración de las Gerencias del Centro Nacional, Control Regional Central, Centro Alterno y de Control Regional

VII. Dirección de Administración del Mercado Eléctrico Mayorista VIII. Dirección de Operación y Planeación del Sistema

IX. Órgano Interno de Control X. Dirección de Tecnologías de la Información y Comunicaciones

XI. Subdirección de Servicios de Ingeniería XII. Unidad de Transparencia

XIII. Subdirección de Operación del Mercado Eléctrico Mayorista XIV. Unidad de Recursos Humanos XV. Unidad de Adquisiciones y Servicios

En el transcurso de los meses de mayo a junio de 2018, se difundió a través de la Unidad de Comunicación Social la funcionalidad del Sistema Integral de Gestión Documental y Administración de Archivos (SIGDAA).

En los meses de abril y mayo de 2018, se parametrizaron las funcionalidades del módulo e-archivo en coordinación con el proveedor del Sistema Integral de Gestión Documental y Administración de Archivos (SIGDAA) y con el apoyo de la Dirección de Tecnologías de la Información y Comunicaciones del CENACE.

Obligaciones en materia de Transparencia

En cumplimiento a la fracción XLV del artículo 70 de la Ley General de Transparencia y Acceso a la Información Pública, se publicó en la Plataforma Nacional de Transparencia el Catálogo de Disposición Documental y la Guía de Archivos.

XVII. LEY DE ADQUISICIONES, ARRENDAMIENTOS Y SERVICIOS DEL SECTOR PÚBLICO Y LEY DE OBRAS

PÚBLICAS Y SERVICIOS RELACIONADOS CON LAS MISMAS.

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Ley de Adquisiciones:

CONTRATACIONES EFECTUADAS EN EL

PERIODO ENERO – JUNIO 2018 EN PESOS MN

POR LICITACIÓN PÚBLICA $ 612,560.00 POR ARTÍCULO 1 ($) 31,780,323.90 POR ARTÍCULO 41 ($) 294,901.60 FRACCIÓN I 0.00 FRACCIÓN II Peligre o se altere el orden social, la economía, los servicios públicos, la salubridad, la seguridad o el ambiente de alguna zona o región del país como consecuencia de caso fortuito o de fuerza mayor

255,601.60

FRACCIÓN III 0.00 FRACCIÓN IV 0.00 FRACCIÓN V Derivado de caso fortuito o fuerza mayor, no sea posible obtener bienes o servicios mediante el procedimiento de licitación pública en el tiempo requerido para atender la eventualidad de que se trate, en este supuesto las cantidades o conceptos deberán limitarse a lo estrictamente necesario para afrontarla

39,300.00

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 FRACCIÓN XV 0.00 FRACCIÓN XVI 0.00 FRACCIÓN XVII 0.00 FRACCIÓN XVIII 0.00 FRACCIÓN XIX 0.00 FRACCIÓN XX 0.00 CONTRATACIONES POR ARTÍCULO 42 ($) 14,825,013.61 PRESUPUESTO DE ADQUISICIONES, ARRENDAMIENTOS Y SERVICIOS PARA

EFECTOS DE CÓMPUTO DEL 70-30 DEL

ARTÍCULO 42 CUARTO PÁRRAFO ($)

47,512,799.11

% ARTÍCULO 42 RESPECTO AL PRESUPUESTO 31.20 %

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CONTRATACIONES EFECTUADAS EN EL PERIODO ENERO – JUNIO 2018

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Ley de Obras Públicas:

CONTRATACIONES EFECTUADAS EN EL

PERIODO ENERO – JUNIO 2018 EN PESOS MN

POR LICITACIÓN PÚBLICA $ 0.00 POR ARTÍCULO 1 ($) 0.00 POR ARTÍCULO 42 ($) 0.00 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 ($) 0.00 POR ARTÍCULO 44 ($) 0.00 PRESUPUESTO DE OBRAS PÚBLICAS Y

SERVICIOS RELACIONADOS CON LAS MISMAS

PARA EFECTOS DE CÓMPUTO DEL 70-30 DEL

ARTÍCULO 43 TERCER PÁRRAFO ($)

0.00

% ARTÍCULO 43 RESPECTO AL PRESUPUESTO 0%

XVIII. MEDIDAS DE AUSTERIDAD, RACIONALIDAD, DISCIPLINA Y CONTROL DEL EJERCICIO

PRESUPUESTARIO

Para el ejercicio fiscal 2018, se comprometieron las siguientes partidas de gasto, mismas que se presentan a continuación:

Partida

Concepto Presupuesto Autorizado a

Junio

% Reducci

ón

Importe de Reducción

Importe ejercido

Ahorro

26102

Combustible 4,333,233 10.0% 433,323

1,040,257

3,292,976

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31101

Serv. De Energía Eléctrica 8,971,589 4.0% 358,864

6,879,037

2,092,552 3150

1 Serv. Telefonía Celular 1,500,000 3.0%

45,000 0

1,500,000 32302

Equipos de Fotocopiado 937,998 3.0% 28,140

41,440

896,558 3310

4 Asesoría y Consultoría 5,837,292 0.5%

29,186

14,629,927

8,792,635 35101

Mantto y Conservación de inmuebles

14,379,041 6.0% 862,742

896,193

13,482,848 3550

1 Mantto y Conservación de vehículos

1,098,596 2.0% 21,972

274,268

824,328 3720

1 Pasajes terrestres Nacionales

3,007,605 10.0% 300,761

325,263

2,682,342 3750

1 Viáticos Nacionales 7,381,708 10.0%

738,171

3,449,781

3,931,927 38501

Gastos para alimentación 333,497 5.0% 16,675

92,757

240,740 T O T A L

47,780,559

2,834,834

27,628,923

20,151,63

De conformidad con los Lineamientos de Austeridad y Disciplina del Gasto del Centro Nacional de Control de Energía, en los cuales se comprometió un ahorro de recursos de 5.1 millones de pesos ( MDP ) durante el ejercicio 2018 y 2.8 MDP correspondientes al período enero a junio, esto en virtud de que el Organismo se encuentra en proceso de conformación de sus Funciones y su Estructura Orgánica, por lo que los montos de ahorro fueron poco representativos respecto a su gasto, no obstante se tomaron las medidas necesarias para optimizarlo.

Asimismo, se redujo el pago de viáticos a los casos estrictamente indispensables, y siempre que no fue posible la utilización de la infraestructura de comunicación que sustituya el desplazamiento del personal. El ejercicio de los viáticos asignados fue comprobado en su totalidad por el trabajador, conforme a las normas que al efecto se establecieron, y en su caso, se reintegró el importe no comprobado.

Bienes y Servicios:

Se adoptaron medidas internas necesarias para racionalizar el gasto en materia de combustibles, arrendamientos, viáticos, alimentación, mobiliario, remodelación de oficinas y pasajes; se eliminó la papelería personalizada y de alta calidad, impresiones documentales y artículos de propaganda. Tratándose de erogaciones relacionadas con telefonía, equipos de telecomunicaciones y bienes informáticos, se sujetaron a las medidas que determino la Gerencia de Seguridad de Informática

Se hizo uso intensivo de la infraestructura de comunicación, promoviendo videoconferencias y capacitación a distancia a fin de reducir el pago de pasajes, viáticos y demás gastos asociados al traslado de personal, destinándose el gasto a labores operativas y de supervisión necesarias.

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4. SITUACIÓN QUE GUARDAN LOS FIDEICOMISOS PÚBLICOS NO PARAESTATALES.

(Informar sobre los Fideicomisos y mandatos o contratos análogos relacionados con el CENACE, indicando composición de su Comité Técnico y reuniones llevadas en el primer semestre de 2018, aportaciones, ingresos, y egresos y disponibilidades al 30 de junio de 2018)

Conforme a lo dispuesto en los artículos 9, fracción I, de la LEY DE PRESUPUESTO y 214, fracción I, del REGLAMENTO, mediante oficio número DG/709/2015, del 21 de diciembre de 2015, se autorizó la aportación inicial al Fideicomiso de Capital de Trabajo del CENACE 10255, la cantidad de $1,000 M.N. (Un mil pesos 00/100 Moneda Nacional) para su constitución.

Composición del Comité Técnico

El Comité del Fideicomiso está constituido por 1 Presidente, 4 Miembros Titulares y un Secretario de Actas, en 2017 el Comité sesionó 2 veces de forma ordinaria (28 de marzo y 14 de diciembre), con fundamento en la cláusula Séptima, del Contrato de Fideicomiso y en apego a el inciso a) del Artículo 3° de las Reglas de Operación del Fideicomiso.

En 2018 el Comité programó que las sesiones ordinarias se llevaran a cabo el 6 de julio (la cual se llevó acabo en tiempo y forma) y el 23 de noviembre.

Situación Financiera del Fideicomiso Asimismo, se informa que desde la primera aportación de $1000.00 pesos realizada en diciembre de 2015, el CENACE no ha realizado aportaciones adicionales al 30 de junio del 2018.

Los Ingresos acumulados al 30 de junio de 2018 fueron de $43,879,845,417.72 (cuarenta y tres mil ochocientos setenta y nueve millones ochocientos cuarenta y cinco mil cuatrocientos diecisiete pesos, 72/100 M.N.).

Los Egresos acumulados al 31 de junio 2018 fueron de $41,705,509,152.42 (cuarenta y un mil setecientos cinco millones quinientos nueve mil ciento cincuenta y dos pesos, 42/100 M.N.).

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Fuente: Tesorería del MEM, CENACE.

La Disponibilidad acumulada al 30 de junio de 2018 (capital inicial e intereses) fue de $2,226,873,262.60 (dos mil doscientos veinte seis millones ochocientos setenta y tres mil doscientos sesenta y dos pesos 60/100 M.N.).

Así mismo se informa que al 29 de junio el Fideicomiso de Capital de Trabajo, acumuló intereses por $77,155,017.30 (setenta y siete millones, ciento cincuenta y cinco mil diecisiete pesos 30/100 M.N.).

$39.83 $41.81 $44.83 $54.57

$65.91 $77.16

y = 3E+07e0.1391x

R² = 0.9549

31 deenero

28 deFebrero

31 demarzo

30 deAbril

31 demayo

30 dejunio

31 dejulio

31 deagosto

29 deseptiembre

31 deoctubre

30 denoviembre

31 dediciembre

2018

Saldo de la Cuenta de Inversión del Capital de Trabajo del CENACENo. Cta. 633001 BANSEFI SNC. FID 10255del 01 de enero al 30 de junio del 2018

(millones de pesos)

Fuente: Tesorería del MEM, CENACE.

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Estas cifras se encuentran soportadas por los documentos emitidos por BANSEFI como fiduciario del Fideicomiso a través de:

Estados de posición financiero. Estados de resultados. Balanza de comprobación. Resumen de cuentas Bancarias. Estado de cuenta los estados.

Ingresos y Egresos del Fideicomiso "Fondo de Capital de Trabajo del CENACE"

Acumulado a diciembre 2017 (Pesos)





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5. LITIGIOS EN PROCESO.

AMPAROS.

La Dirección Jurídica, se ha encargado de rendir informes previos y justificados, respecto de Amparos interpuestos por particulares, en contra de resoluciones emitidas por el CENACE, o bien en los que se impugna de 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, asimismo, respecto de amparos promovidos en contra del Manual de Coordinación de Gas Natural y de diversos acuerdos emitidos por la Comisión Reguladora de Energía. JUICIOS DE NULIDAD EN CONTRA DEL CENACE:

Actualmente, el CENACE no cuenta con juicios de nulidad promovidos en su contra. JUICIOS DE NULIDAD PROMOVIDOS POR EL CENACE:

A) Se continúan promoviendo 12 juicios en los que se demandó la nulidad de las resoluciones de 25 de enero de 2017, emitidas por diversas Subdelegaciones Regionales del Instituto Mexicano del Seguro Social, a través de las cuales clasifican con diversa Clase y Prima de Seguro de Riesgo de Trabajo al CENACE.

B) Se continúan promoviendo 20 juicios a través de los cuales se demandó la nulidad de diversas resoluciones emitidas por diversas Subdelegaciones Regionales del Instituto Mexicano del Seguro Social, a través de las cuales determinaron diversos créditos fiscales a cargo del CENACE

JUICIOS LABORALES:

Se continua con el trámite ante diversas Juntas de la Federal de Conciliación y Arbitraje, de cuatro juicios promovidos en contra del CENACE, en los que se reclama la reinstalación y el pago de salarios caídos, así como diversas prestaciones.

Expediente

Demandado (s)

Tercero

Junta de Conciliación y Arbitraje.

Prestaciones Reclamadas

Monto aproximado

468/2017 C.F.E. CENACE Junta Especial de la Federal No. 42 en Torreón

Reconocimiento de antigüedad y prestaciones

$125,767.32, que variará dependiendo del resultado del

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Coahuila. accesorias. juicio.

540/2017 C.F.E. y CENACE Junta Especial de la Federal No. 33 en Puebla Pue.

Reinstalación, Salarios Caídos y otras prestaciones

$3'009,981.16 que variará dependiendo las resultas del juicio.

278/2017 CENACE Junta Especial de la Federal No. 6 en la Cd. de México

Reinstalación, Salarios Caídos, Reconocimiento de Antigüedad y otras prestaciones

$650,965.00 que variará dependiendo las resultas del juicio.

1/2017/11 CENACE y Comercializadora de Servicios Reyson, S.A. de C.V.

Junta Especial No. 11 de la Local de Conciliación y Arbitraje, en el Estado de Jalisco

Indemnización Constitucional, Salarios Caídos y otras prestaciones

$71,000.00 que variará dependiendo las resultas del juicio.

En resumen, en el Área Contenciosa de la Dirección Jurídica del CENACE, se promueven diversos juicios, los cuales suman un total de:

Juicios de Amparo

Juicios de Nulidad en contra del CENACE.

Juicios de Nulidad promovidos por el CENACE

Juicios Laborales

27 0 32 4

Es importante señalar que, a la fecha del informe, no hay monto contingente susceptible de cuantificar.

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

XIX. LOGROS.

VINCULACIÓN INTERNACIONAL

Ámbito Multilateral Participación en la Feria Hannover Messe 2018

En abril la Jefatura de Unidad de Vinculación Institucional coordinó la participación del CENACE en la Feria Hannover Messe 2018, reconocida como una de las exhibiciones industriales y tecnológicas más importantes a nivel mundial.

En cada edición anual de la Feria Hannover Messe, los organizadores invitan a un país para que presente sus nuevas tecnologías, oportunidades de inversión, estrategias de crecimiento y proyectos de investigación a los inversionistas y actores de injerencia que asisten al evento provenientes de numerosos países. Para la edición 2018 del evento, los organizadores invitaron a México, lo que representa la primera ocasión en que un país de América Latina, e incluso de habla hispana, participa como invitado. A través de su participación en el evento, México aumentó su presencia y la difusión de sus ventajas industriales y de sus sectores económicos a nivel internacional, para acceder a nuevos mercados y oportunidades de inversión en los sectores de eléctricos y de transición energética, entre otros.

Como parte de una delegación formada por las dependencias federales involucradas en los sectores eléctrico y de transición energética en México, en la Feria Hannover Messe 2018 el CENACE compartió sus conocimientos técnicos sobre el funcionamiento y operación de las subastas del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) para promover oportunidades de inversión en México.

Ámbito Bilateral Cooperación con el Gobierno del Reino Unido

En seguimiento a diversas reuniones celebradas en el mes de febrero de 2018, coordinadas por la Jefatura de Unidad de Vinculación Institucional, del 19 al 21 de marzo, tres integrantes de la Jefatura de Unidad responsable de la Cámara de Compensación, el Jefe de Unidad de Medición de la Dirección de Administración del Mercado Eléctrico Mayorista y una Jefa de Departamento del CENACE, realizaron una visita técnica al Reino Unido.

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La visita abarcó reuniones con organismos relevantes para el proyecto de cámara de compensación de mediano plazo, e incluyó al Departamento de Negocios, Energía y Estrategia Industrial del Gobierno del Reino Unido; a la Oficina de los Mercados de Gas y Electricidad, autoridad regulatoria nacional independiente; a LCH Clearnet, Cámara de Compensación del Reino Unido; a Low Carbon Contracts Company, compañía responsable de administrar los Contratos por Diferencias con generadores de baja emisión de carbono; a Elexon, entidad dedicada a contribuir al buen funcionamiento del mercado eléctrico mayorista; Intercontinental Exchange, compañía dedicada a desarrollar plataformas de comercio electrónicas en nuevos mercados; a Epex Spot, bolsa europea de intercambio de los mercados spot de electricidad; y a Nord Pool, Operador del Mercado Eléctrico Designado para los mercados diarios e intra diarios.

Tras la visita del equipo al Reino Unido, se organizó una reunión entre los funcionarios participantes y un representante de la Embajada Británica, con el objetivo discutir las experiencias y hallazgos de la visita, así como estructurar los canales de comunicación entre ambas instituciones para dar continuidad a la cooperación e incluir propuestas futuras.

Suscripción de Convenio General con la Unidad de Transacciones de El Salvador

En mayo, con el apoyo de la Jefatura de Unidad de Vinculación Institucional en la negociación del instrumento jurídico y en la organización de la ceremonia de firma, el Director General del CENACE y el Gerente General y Apoderado General Administrativo de la Unidad de Transacciones de El Salvador, suscribieron un Convenio General de Cooperación Técnica e Intercambio Tecnológico.

El objetivo del Convenio es propiciar el desarrollo de actividades de investigación, desarrollo y transferencia de tecnología, intercambio de experiencias, información y documentación científico-tecnológica, así como de pasantías, capacitación, entrenamiento y desarrollo de personal entre ambas instituciones.

Suscripción de Memorando de Entendimiento con Arizona Public Service y Transcanyon LLC

En mayo, con el apoyo de la Jefatura de Unidad de Vinculación Institucional, el CENACE suscribió un Memorando de Entendimiento con Arizona Public Service Company (APS) y Transcanyon, LLC. La suscripción de este instrumento busca fortalecer la planeación de infraestructura eléctrica de transmisión entre San Luis Río Colorado en México con la zona adyacente del Estado de Arizona, en los Estados Unidos de América.

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Colaboración con el Gobierno de Dinamarca - Energinet

En junio la Jefatura de Unidad de Vinculación Institucional coordinó la renovación del Memorando de Entendimiento y el Acuerdo de Confidencialidad entre el CENACE y la Vicepresidencia de Actividades Asociadas de Energinet, empresa operadora del sistema eléctrico de Dinamarca. El objetivo de este instrumento es que a través del gobierno danés CENACE continúe recibiendo el apoyo técnico de Energinet en varios temas, especialmente en la integración de volúmenes crecientes de energía renovable variable en el Sistema Eléctrica Nacional.

VINCULACIÓN NACIONAL

Reunión de Alto Nivel CENACE-CENAGAS

El 1 de septiembre se llevó a cabo la Segunda Reunión de Alto Nivel entre los cuadros directivos del CENACE y CENAGAS. En la reunión se abordaron varios temas estratégicos relacionados con la operación los sistemas eléctricos y de gasoductos en el país, además de acordar el intercambio de información operativa y compartir experiencias sobre temas administrativos y financieros.

En seguimiento a los acuerdos de dicha reunión, el 8 de noviembre se atendió una reunión entre los titulares de las áreas transversales y de gobernanza del CENACE y CENAGAS para discutir oportunidades de alineación y colaboración en materias tan diversas como transparencia y acceso a la información, vinculación internacional e interinstitucional, comunicación social, género y control de gestión e indicadores de desempeño. A partir de esta reunión se acordó iniciar el diálogo entre ambas instituciones sobre estos temas, y explorar la ejecución de proyectos conjuntos con valor para ambas instituciones.

CAMPUS VIRTUAL

La Universidad CENACE cumple funciones de Servicios Educativos Especializados.

Hasta el cierre del mes de junio se ha logrado cumplir con el 100% de los cursos, programados para el primer semestre:

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Mercado Eléctrico Mayorista

o Básico del Mercado Eléctrico Mayorista

o Registro y Acreditación de Participantes del Mercado Eléctrico Mayorista

Operación

o Manual Regulatorio de Coordinación Operativa

o Equipo Eléctrico

o Introducción al Análisis de Sistemas Eléctricos de Potencia

o Control de Voltaje y Potencia Reactiva

o Protecciones I

o Análisis de Sistemas Eléctricos de Potencia II

o Control de Generación

o Control de Sistemas Eléctricos de Potencia

o Protecciones II

o Comportamiento Dinámico

Programa de Difusión Gratuito

o Manual Regulatorio de Coordinación Operativa

Ingresos:

Se tuvieron ingresos por concepto de cursos de Mercado Eléctrico Mayorista y Operación por un importe de $ $3,929,749.40 (IVA Incluido)

Coordinación de Instructores:

25 instructores para cursos del Mercado Eléctrico Mayorista

28 instructores para cursos de Operación.

Gestión administrativa a través del Sistema de Inscripciones a Capacitación Especializada y Universidad CENACE:

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Servicio de adiestramiento en el simulador para distribuidores y transportistas de las Redes Generales de Distribución y Red Nacional de Transmisión en las Gerencias de Control Regional.

Cursos Participantes Inscritos

Horas de Capacitación

Ingreso Costo Evitado

Operación Participantes Internos y Externos

131 4944 $235,155.20 $606,726.40

Programa de Difusión Gratuito y curso con costo del Manual Regulatorio de Coordinación Operativa

1034 20,064 $175,392.00 $3,090,796.80

Básico del MEM (Externos) 204 2,304 $1,064,880.00 $0.00

Registro y Acreditación de Participantes del MEM (Externos)

44 246 $102,080.00 $0.00

Aspectos Básicos del MEM(Externos)

19 114 $32,509.00 $0.00

Manual Regulatorio de Coordinación Operativa (Interno)

27 648 $0.00 $105,235.20

Básico del MEM (Interno) 48 342 $0.00 $126,991.00

Total 1,507 28,662 $1,610,016.20 $3,929,749.40

7. OTROS TEMAS.

XX. CAPACITACIÓN PARA LOS PARTICIPANTES DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA Y PERSONAS QUE

LO REQUIERAN

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El programa de capacitación en temas del MEM para el 2018, está dirigido a los candidatos a Participantes del Mercado Eléctrico Mayorista, autoridades, investigadores y todo aquel que lo requiriera, incluye los cursos:

Registro y Acreditación a los Participantes del Mercado Eléctrico Mayorista, con el objetivo de ampliar los conocimientos de los Participantes de Mercado ofreciendo una detallada guía para su proceso de Registro y Acreditación ante CENACE.

Básico del Mercado Eléctrico Mayorista, con el objetivo de que los interesados conozcan los procesos del mercado de corto plazo del Mercado Eléctrico Mayorista; apliquen ofertas de compra y venta de energía; consulten resultados y estados de cuenta en el sistema de información de mercado; y conozcan el método de elaboración de una factura. Este curso es obligatorio para los candidatos a Participantes del Mercado.

Su diseño y planeación permite a los interesados obtener información general respecto al Mercado Eléctrico Mayorista, así como su composición y estructura.

El programa 2018 inició el pasado mes de enero y se encuentra publicado en el portal web del CENACE en las siguientes direcciones:

La programación del primer semestre de 2018 del curso Básico del Mercado fue la siguiente:

Curso Básico del Mercado Eléctrico Mayorista

Mes 2018

Enero Mérida, Yucatán

Febrero CDMX

Mexicali, Baja California

Marzo Monterrey, Nuevo León

Abril Gómez Palacio, Durango

Mérida, Yucatán

Mayo Zapopan, Jalisco

CDMX

Junio San Andrés Cholula, Puebla

San Andrés Cholula, Puebla

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La programación del primer semestre de 2018 del curso de Registro y Acreditación de Participantes del Mercado fue la siguiente:

Curso de Registro y Acreditación de Participantes del Mercado Mes 2018

Marzo Mexicali, Baja California

Abril Mérida, Yucatán

Mayo CDMX

Al cierre del primer semestre de 2018 los resultados son los siguientes.

Demanda de cursos de capacitación:

Al cierre del mes de junio se tenían 357 participantes con confirmación de pago para el curso Básico del Mercado Eléctrico Mayorista de los cuales se inscribieron 341 participantes en alguno de los grupos disponibles para el año 2018. En el caso del curso de Registro y Acreditación de Participantes del Mercado Eléctrico Mayorista se tenía confirmación de pago de 60 participantes de los cuales 52 se inscribieron en alguno de los grupos disponibles para el año 2018, como se puede observar a continuación:

67

135

195

229

321

357

61

117

181223

301

341

3 12

2026 52

60

3 8 18 2645

52

0

50

100

150

200

250

300

350

400

31-ene 28-feb 31-mar 30-abr 31-may 30-jun

Demanda de Cursos de Capacitación del MEM 2018(Incluye Cursos Enero-Diciembre)

Confirmación de Pago en Banco CBMEM Inscritos(a) CBMEM

Confirmación de Pago en Banco CRyAP Inscritos(a) CRyAP

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Participantes acreditados:

Curso Grupos Participantes Enero a Junio 2018

Asistentes Acreditados

Básico del Mercado 10 192 174

Registro y Acreditación 6 41 40

Totales 16 233 214

Aprendizaje adquirido:

Los cursos incluyen examen de diagnóstico y examen final, lo que permite conocer la diferencia entre el conocimiento previo y el aprendizaje adquirido por los participantes.

Ejemplo de lo anterior es el curso ZP01 18CBMEM07 en el que los participantes obtuvieron una calificación promedio, en su diagnóstico, de 58/100 mientras que finalizaron alcanzando una calificación de 95/100 esto representa un aprendizaje adquirido del 37% en promedio.

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53 52 54

0

9795

94

00

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

MXL01 MID01 G01 G02

Calificaciones Promedio Curso de Registro y Acreditación 2018

Enero-Junio

Examen diagnóstico Examen final

Sedes:G: CDMX MXL: Mexicali MID: MéridaMTY: Monterrey

Evaluación de los cursos en base a encuestas. o Evaluación del curso o Percepción conocimiento obtenido vs precio del curso.

A través de las encuestas, que se realizan para conocer la opinión de los participantes obtenemos la evaluación del curso y la percepción del precio vs el conocimiento obtenido:

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Sedes: G: CDMX MXL: Mexicali MTY: Monterrey MID: Mérida

Sedes: G: CDMX MXL: Mexicali MTY: Monterrey HMO: Hermosillo GDL: Guadalajara MID: Mérida PBC01: Puebla

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XXI. CAPACITACIÓN PERSONAL DE LA SUBDIRECCIÓN DE PLANEACIÓN.

La Subdirección de Planeación llevó a cabo cursos y la asistencia al 15vo. Congreso Internacional sobre Métodos Probabilísticos Aplicados a Sistemas Eléctricos, dirigidos a personal técnico de la propia Subdirección, con el objetivo de ampliar los conocimientos técnicos aplicables dentro del proceso de planeación para la expansión del sistema, la interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga.

• Probabilidad y Procesos Estocásticos: Abril-junio de 2017 con 13 participantes, duración 20 horas.

• Modelos de Turbinas VESTAS para su aplicación en Simulador PSSE/EMTP, 17-19 abril con 14 participantes, 24 horas.

• SIGRAMA, Sistemas de Regulación de Velocidad/Excitación, 18 junio con 14 asistentes, 8 horas.

• 15th International Conference on Probabilistic Methods Applied to Power Systems, 24-28 junio, Boise, Idaho, USA, 2 participantes. El congreso incluyó Tutoriales, Paneles y Presentación de Artículos técnicos. Los temas abordados son de primordial relevancia e interés, donde varios de los aspectos presentados darán ideas y conceptos de evaluación en futuros estudios relativos a la planeación considerando incertidumbre.

XXII. ESTADO QUE GUARDA EL SISTEMA DE CONTROL INTERNO INSTITUCIONAL.

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

El Programa de Trabajo de Control Interno 2018 (PTCI) establecido por el Director General, a partir de la aplicación de la Evaluación del Sistema de Control Interno Institucional 2017 señalada en el Manual Administrativo de Aplicación General en Materia de Control Interno, se integró por 11 acciones de mejora, cuyo plazo máximo de implementación se fijó al mes de septiembre del presente año, con el objeto de lograr su cumplimiento en la presente administración. Con base en ello, al cierre del primer semestre, se logró reportar un avance del 90.9 por ciento, al cumplimentarse 10 de las 11 acciones comprometidas, situación que refleja la responsabilidad que ha asumido el Organismo en torno a la revisión y mejoramiento del Control Interno en sus operaciones en aras de fortalecer su SCII.

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XXIII. AVANCE EN LA ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS INSTITUCIONALES

En el primer semestre de 2018, el CENACE llevó a cabo trabajos destinados a reforzar la cultura en el marco de control interno y riesgos en el Organismo, a través del apoyo de la Secretaría de la Función Pública, se impartió el curso denominado “Ponencia en materia de Control Interno y Riesgos”; mismo que fortalece las acciones encaminadas a capacitar al personal en dichas materias.

Por otro lado, el pasado 20 de junio, el Director General del CENACE firmó la actualización de la Metodología de Administración de Riesgos Institucionales la cual permite que este Organismo dé cumplimiento a los lineamientos establecidos en el Manual Administrativo de Aplicación General en Materia de Control Interno; así como, a la adopción de las mejores prácticas corporativas.

Con relación a las acciones comprometidas en el Programa de Trabajo de Administración de Riesgos al primer semestre se tiene un avance del 61% con 9 acciones concluidas, 14 con un avance mayor al 51% y 9 con un avance menor al 50%.

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ANEXO 1

Tabla de avances de publicación

Publicaciones del Manual del SIM al 30 de Junio del 2018

Área Pública del SIM (http://www.cenace.gob.mx/MercadoOperacion.aspx)

Tema Publicación

Capacitación Catálogo de cursos de capacitación exclusivos para PM

Conexión e Interconexión Colas de interconexión

Marco Regulatorio Actas y minutas del Consejo de Administración

Marco Regulatorio Normatividad sobre el MEM

Marco Regulatorio Reglas del Mercado

Mercado de Energía de Corto Plazo Cantidades asignadas de Energía Eléctrica por Zona de Carga en el MDA

Mercado de Energía de Corto Plazo Cantidades asignadas de Servicios Conexos por Zona de Reservas en el MDA

Mercado de Energía de Corto Plazo Cantidades totales de Energía Eléctrica y Servicios Conexos por PM en el MDA

Mercado de Energía de Corto Plazo Catálogo de NodosP

Mercado de Energía de Corto Plazo Demanda Real del sistema - Por Balance

Mercado de Energía de Corto Plazo Demanda Real del sistema - Por Retiros

Mercado de Energía de Corto Plazo Instrucciones de Arranque y Paro de Unidades Generadoras

Mercado de Energía de Corto Plazo Metodología para el cálculo de los Requerimientos de Servicios Conexos

Mercado de Energía de Corto Plazo Niveles de embalses

Mercado de Energía de Corto Plazo Ofertas de compra y venta de energía eléctrica y servicios conexos en el MDA

Mercado de Energía de Corto Plazo Ofertas de compra y venta de energía eléctrica y servicios conexos en el MTR

Mercado de Energía de Corto Plazo Precios de Servicios Conexos en del MTR

Mercado de Energía de Corto Plazo Precios de Servicios Conexos en el MDA

Mercado de Energía de Corto Plazo Precios Marginales Locales del MDA

Mercado de Energía de Corto Plazo Precios Marginales Locales del MTR

Mercado de Energía de Corto Plazo Programas de Importación y Exportación MDA

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Mercado de Energía de Corto Plazo Reportes semanales sobre el desempeño del mercado

Mercado de Energía de Corto Plazo Requerimientos totales de Servicios Conexos en el MDA

Mercado de Energía de Corto Plazo Requerimientos totales de Servicios Conexos en el MTR

Mercado para losl Balance los DFT's Registro de los DFT's

Mercado para el Balance de Potencia Cálculos de Reservas de Generación

Mercado para el Balance de Potencia Obligaciones de Potencia

Mercado para el Balance de Potencia Precio Neto de Potencia

Mercado para el Balance de Potencia Resultados del Mercado para el Balance de Potencia

Operación del SEN Información sobre la Confiabilidad del SEN

Pérdidas Estimaciones de pérdidas reales

Pérdidas Niveles de pérdidas aprobadas por la CRE

Planeación Modelos generales de Planeación

PM Cuota de Registro de PM

PM PM con contrato vigente

PM PM con proceso iniciado de terminación de contrato

Pronósticos Demanda pronosticada del sistema para el MDA

Pronósticos Metodologías de pronósticos del CENACE

Pronósticos Pronósticos de Generación Intermitente

Reglas del Mercado Actas y minutas de los CCARM

Reglas del Mercado Agendas de los CCARM

Reglas del Mercado Solicitud de modificaciones a las Reglas del Mercado

Subastas de Largo Plazo Resultados de las Subastas de Largo Plazo

Subastas de Mediano Plazo Resultados de las Subastas de Mediano Plazo

Área Certificada del SIM

Conexión e Interconexión Estado de solicitudes de conexión e interconexión

Conexión e Interconexión Estudios completos de las solicitudes de conexión e interconexión

Garantías Monto Garantizado de Pago

Garantías Responsabilidad Estimada Agregada

Liquidaciones Estados de Cuenta

Liquidaciones Facturación (CENACE a Integrantes de la Industria Eléctrica)

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Mercado de Energía de Corto Plazo Asignación y despacho de Unidades de Central Eléctrica

Mercado de Energía de Corto Plazo Ofertas de compra y venta de energía eléctrica y Servicios Conexos en el MDA

Mercado de Energía de Corto Plazo Ofertas de compra y venta de energía eléctrica y Servicios Conexos en el MTR

Mercado de Energía de Corto Plazo Programas de Importación y Exportación en el MDA

Mercado para el Balance de Potencia Ofertas de compra y venta en el Mercado para el Balance de Potencia

SIASAM Estado de las solicitudes de salida de los PM

Subastas de Largo Plazo Ofertas de compra y venta en las Subastas de Largo Plazo

Subastas de Mediano Plazo Ofertas de compra y venta en las Subastas de Mediano Plazo

Área Segura del SIM

Liquidaciones Exceso y faltante de cobro por pérdidas marginales

Liquidaciones Exceso y faltante neto de renta de congestión

Liquidaciones Garantía de Suficiencia de Ingresos

Liquidaciones Penalizaciones por incumplimientos a las instrucciones del despacho económico en TR

Mercado de Energía de Corto Plazo Reporte de límites operativos en corredores de transmisión para el Mercado de Energía de CP

Modelos Modelos de los DFT's Legados (Modelo de Red Física + Modelo Comercial y de Facturación)

Modelos Modelos del MDA (Modelo de Red Física + Modelo Comercial y de Facturación)

Modelos Topología del SEN (Modelo de la Red Física)

Operación del SEN Contingencias consideradas en la evaluación de la seguridad y Confiabilidad del SEN

Planeación Información de planeación del SEN

SIASAM Regiones y periodos no autorizados para programación de salidas

SIASAM Salidas forzadas de elementos del SEN

SIASAM Salidas programadas de elementos del SEN

Publicaciones de otros Manuales de Prácticas del Mercado al 30 de Junio del 2018

Área Pública del SIM (http://www.cenace.gob.mx/MercadoOperacion.aspx)

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Tema Publicación

Cámara de Compensación % para cuota mensual de operación de la Cámara de Compensación (precio máximo)

Cámara de Compensación Agencias calificadoras globales y nacionales (Se encuentran en la Guía Operativa)

Cámara de Compensación Procedimiento para trámites y notificaciones mientras se habilita el Portal

DFT's Legados Fecha para Asignación de DFT's Legados 2016

DFT's Legados Generación y Consumo promedio

Garantías Lista de Instituciones Bancarias para expedir cartas de crédito

Importación y Exportación Capacidad Absoluta de Transferencia Disponible

MBP Costo de la Tecnología de Generación de Referencia

MBP Curva de Demanda Estimada

MBP Curva de Oferta Estimada

MBP Horas críticas

MBP Precio Máximo de Potencia

MBP Tecnología de Generación de Referencia

Medición Procedimiento del Dx para compartir registros de medición con PM y Tx

Modificación a las RdM Convocatoria para integración de CCARM

SLP Acta de la junta de aclaraciones de la SLP

SLP Bases de Licitación de las SLP

SLP Convocatoria a las SLP

SLP Diferencias Esperadas por Zonas de Precios

SLP Factores de Ajuste Horarios

SLP Instructivo de capacitación para usar el Sitio de las SLP

SLP Lista de personas con Constancias de Precalificación en las SLP

SLP Lista de personas impedidas para participar en las SLP

SLP Umbral del valor económico máximo

SLP Zonas de Generación

SMP Acta de la junta de aclaraciones de la SMP

SMP Bases de Licitación de las SMP

SMP Cálculo de la Garantía de Seriedad para ofertas de compra y venta

SMP Consumo histórico de los SSB / Consumo histórico del Sistema por ZCA

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SMP Convocatoria a las SMP

SMP Definición de ZCA

SMP Definición de ZP

SMP Informe del Testigo Social

SMP Instructivo de capacitación para usar el Sitio de las SMP

SMP Lista de personas con Constancias de Precalificación en las SMP

SMP Lista de personas impedidas para participar en las SMP

SMP Modelo de Contrato de las SMP

SMP Precios Marginales Locales Ponderados

SMP Umbrales

Vigilancia del MEM Oferta piso y oferta tope

Vigilancia del MEM Reportes del Monitor Independiente del Mercado

Área Certificada del SIM

Liquidaciones Publicación de resultados de Re-Liquidaciones en ECD

MBP Potencia Anual Acreditada

MBP Requisito Anual de Potencia

MBP Resultados del MBP - Monto de Pago por cargo de aseguramiento de Potencia

MBP Resultados del MBP - Obligación Neta de Potencia

MBP Resultados del MBP - Obligación Neta de Potencia incumplida

MBP Resultados del MBP - Potencia Anual Acreditada

MECP Parámetros de Referencia

MECP Resultados del AUGC - Asignación y despacho de UCE en el AUGC

SMP Cantidad Base y Complementaria de cada Comprador y Vendedor

SMP Carga Total de los SSB / Carga Total del Sistema por ZCA

Área Segura del SIM

SIASAM Programa Trianual Integrado de Salidas

SIASAM Programa Trimestral Integrado de Salidas

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ANEXO 2

Estructura Orgánica

El Consejo de Administración en su Sesión 14 Ordinaria, celebrada el 23 de marzo de 2017, mediante el acuerdo CA-006/2017-14, aprobó la modificación de la estructura orgánica del Centro Nacional de Control de Energía, instruyendo al Director General a llevar a cabo las gestiones necesarias ante la

Secretaría de Hacienda y Crédito Público y la Secretaría de la Función Pública , para la aprobación y registro de la modificación de la estructura orgánica, de conformidad con las disposiciones jurídicas aplicables.

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ANEXO 3

Empresas que solicitaron Servicio de Transmisión

No. Razón Social Fuente de energía Fecha de recepción

Estado de la solicitud

1 Eólica Tres Mesas, S. de R.L. de C.V. Renovable 02-ene-18 Concluido 2 Sistemas Energéticos SISA, S.A. de C .V. Renovable 05-ene-18 Concluido 3 Iusasol Base, S.A. de C.V. Renovable 10-ene-18 Concluido 4 Fuerza y Energía de Naco Nogales, S.A. de C.V. Convencional 16-ene-18 Concluido 5 Fuerza y Energía de Tuxpan, S.A. de C.V. Convencional 16-ene-18 Concluido 6 Fuerza y Energía Bii Hioxo, S.A. de C.V. Renovable 16-ene-18 Concluido 7 Generadora Pondercel, S.A. de C.V. Convencional 29-ene-18 Concluido 8 Energía Azteca VIII, S. de R.L. de C.V. Convencional 01-feb-18 Concluido 9 Skyworks Solutions de México, S. de R.L. de C.V. Convencional 07-feb-18 Concluido 10 Energía San Luis de la Paz, S.A. de C.V. Convencional 13-feb-18 Proceso 11 Eoliatec del Istmo, S.A.P.I. de C.V. Renovable 13-feb-18 Concluido 12 Energía Eólica del Sur, S.A.P.I. de C.V. Renovable 14-feb-18 Cancelado 13 Eólica El Retiro, S.A.P.I. de C.V. Renovable 26-feb-18 Concluido 14 México Generadora de Energía, S. de R.L. Convencional 02-mar-18 Concluido 15 Cogeneración de Altamira, S.A. de C.V. Renovable 02-mar-18 Concluido 16 Generadores Eólicos de México, S.A.P.I. de C.V. Renovable 06-mar-18 Concluido 17 Iberdrola Energía del Golfo, S.A. de C.V. Convencional 07-mar-18 Proceso 18 Energía Limpia de la Laguna, S.A.P.I. de C.V. Renovable 07-mar-18 Concluido 19 Proveedora de Electricidad de Occidente, S. de R.L. de C.V. Renovable 08-mar-18 Proceso 20 Tampico Renewable Energy, S.A.P.I. de C.V. Renovable 15-mar-18 Concluido 21 Munisol, S.A.P.I. de C.V. Renovable 14-mar-18 Concluido 22 Eólica Cerritos, S.A.P.I. de C.V. Renovable 22-mar-18 Concluido 23 Secretaría de la Defensa Nacional Renovable 09-abr-18 Concluido 24 EURUS, S.A.P.I. de C.V. Renovable 17-abr-18 Proceso 25 Energía Limpia de Amistad, S. de R.L. de C.V. Renovable 20-abr-18 Proceso 26 Eólica los Altos, S.A.P.I. de C.V. Renovable 23-abr-18 Concluido 27 Geotérmica para el Desarrollo, S.A.P.I. de C.V. Renovable 23-abr-18 Concluido 28 Energía de Apizaco, S.A.P.I. de C.V. Convencional 26-abr-18 Proceso 29 Fuerza Eólica de San Matías, S.A.P.I. de C.V. Renovable 26-abr-18 Concluido 30 Energía Azteca X, S.A. de C.V. Convencional 02-may-18 Proceso 31 Hidrorizaba, S.A. de C.V. Renovable 11-may-18 Proceso 32 Eólica de Coahuila, S.A. de C.V. Renovable 15-may-18 Concluido 33 CE G. Sanborns Monterrey, S. de R.L. de C.V. Convencional 15-may-18 Concluido 34 Iberdrola Energía del Golfo, S.A. de C.V. Convencional 18-may-18 Proceso 35 Energía EP, S. de R.L. de C.V. Renovable 25-may-18 Concluido

Página | 148


36 Energía Limpia de Amistad, S. de R.L. de C.V. Renovable 30-may-18 Concluido 37 Sky EPS Supply SM, S.A. de C.V. Convencional 29-may-18 Concluido 38 Abent 3T, S.A.P.I. de C.V. Renovable 21-may-18 Concluido

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