informe de autoevaluación de la gestión al primer semestre ... · el 2 de marzo de 2016, mediante...

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Informe de

Autoevaluación

de la Gestión

Al Primer

Semestre

2017

Informe Anual de Autoevaluación

de la Gestión

al Primer Semestre de 2017

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 2017, 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. ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 8

Condiciones Relevantes ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 10 Eventos Relevantes ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 14

E) Congestiones en Enlaces Relevantes. ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 18 F) Planeación Operativa del Sistema Eléctrico Nacional. ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 23

Optimización de uso de energía hidráulica ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 23 Estudios de Planeación Operativa del Sistema Eléctrico Nacional ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 25 Confiabilidad y Seguridad del Sistema Eléctrico Nacional ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 26 Modificación a los Esquemas de alivio para incrementar la seguridad operativa del Sistema Eléctrico Nacional 28

G) Tecnologías de Información y Comunicaciones. ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 29 H) Avances con relación a la operación del Mercado Eléctrico Mayorista. ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 34

Proceso de Ejecución del Mercado del Día en Adelanto ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 34 Mercado de Tiempo Real ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 48 Proceso de implementación y ejecución del mercado de tiempo real “expost” ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 50 Resultados del Mercado para el Balance de Potencia 2017 ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 52 Mediciones, Liquidaciones y Responsabilidad Estimada Agregada ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 53

I) Funcionamiento de los Comités Consultivos de Análisis de Reglas del Mercado especializados en 2017. ‐‐‐‐‐ 73 J) Comités establecidos, integración, número de reuniones y funcionamiento. ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 74

Comité de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 74 Comité de Control y Desempeño Institucional (COCODI) ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 75 Comité de Transparencia ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 75 Comité de Ética y Prevención de Conflictos de Interés (CEPCI) ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 78 Comité de Bienes Muebles ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 81

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 2017 y su comparativo en relación con el mismo periodo de 2016, así como los que quedaron en proceso al cierre del primer semestre de 2017. ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 81

Solicitudes de estudios ingresadas en SIASIC (Indicativo, Impacto en el Sistema, Impacto Versión Rápida, Instalaciones y Contratos de Interconexión o Conexión) ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 82 Estudios de Servicios de Transmisión (Porteo) ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 82 Estudios de Interconexiones de Centrales Eléctricas y Conexiones Centros de Carga ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 85

L) Situación y avances de la Tercera Subasta de Largo Plazo del Mercado Eléctrico Mayorista. ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 86

II. Situación Financiera. ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 87 Estado de Situación Financiera al 30 de Junio de 2017 y 2016 OPD ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 87 Estado de Resultados de los periodos 1 de enero al 30 de junio de 2017 y 2016 ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 88

Explicación a variaciones al 30 de junio 2017 y 31 diciembre 2016 ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 88

III. Estado de Situación Financiera al 30 de Junio de 2017 y 2016 MEM. ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 91


de la Gestión



IV. Ingresos obtenidos a partir de las tarifas establecidas por la CRE para la operación del CENACE en 2017. ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 92

V. Observaciones de Instancias Fiscalizadoras. ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 93 2. INTEGRACIÓN DE PROGRAMAS Y PRESUPUESTOS Y SISTEMA DE EVALUACIÓN DEL DESEMPEÑO

(SED). ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 94

VI. Avances relacionados con la planeación de la expansión de la Red Eléctrica. ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 94 Avances relacionados con el Programa de Ampliación y Modernización de la Red ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 94 Avances relacionados con el Programa de Redes Eléctricas Inteligentes. ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 100

VII. Integración de Programas. ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 100

VIII. Metas e Indicadores de Desempeño. ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 102

IX. Eficiencia en la Captación de los Ingresos. ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 103

X. Efectividad en el Ejercicio Presupuestal. ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 105 3. CUMPLIMIENTO DE LA NORMATIVIDAD Y POLÍTICAS GENERALES, SECTORIALES E INSTITUCIONALES. 108

XI. Plan Nacional de Desarrollo 2017-2031. ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 108

XII. Programa para un Gobierno Cercano y Moderno 2013-2018. ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 109

XIII. Ley de la Industria Eléctrica y su Reglamento. ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 111

XIV. Decreto de creación del Centro Nacional de Control de Energía. ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 115 XV. Transparencia y Archivos. ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 115

Transparencia ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 115 Archivos ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 117

XVI. Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público. ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 119 Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios de Sector Público ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 119 Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las mismas‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 120

XVII. Medidas de austeridad, racionalidad, disciplina y control del ejercicio presupuestario. 121

4.- SITUACIÓN QUE GUARDAN LOS FIDEICOMISOS PÚBLICOS NO PARAESTATALES. ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 123

5.- LITIGIOS EN PROCESO. ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 125

6.- LOGROS, HECHOS, PROBLEMÁTICA Y PERSPECTIVAS RELEVANTES DE LA GESTIÓN. ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 126

XVIII. Logros. ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 126 Crecimiento de generadores privados en el Mercado Eléctrico Mayorista ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 126 Acciones y logros en la consolidación del Mercado Eléctrico Mayorista de tiempo real ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 126 Vinculación Internacional ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 129 Vinculación Nacional ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 134

6. OTROS TEMAS. ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 136 XIX. Capacitación a los participantes del mercado eléctrico mayorista y personas que lo requieran. ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 136

XX. Capacitación personal de Subdirección de Planeación.‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 141

ANEXO 1 ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 143

Sistema de Información de Mercado ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 143

ANEXO 2 ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 145


de la Gestión



Estructura Orgánica ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 145

ANEXO 3 ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 146

Empresas que solicitaron Servicio de Transmisión ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 146


de la Gestión



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



de la Gestión



1. SITUACIÓN OPERATIVA Y FINANCIERA.

I. SITUACIÓN OPERATIVA. A) ESTRUCTURA ORGÁNICA.

La Dirección de Administración y Finanzas, durante el primer semestre de 2017, continuó con el seguimiento ante las instancias competentes, con el fin de realizar las gestiones necesarias para el registro de la estructura orgánica del CENACE.

Mediante Oficio No. 307-A-4372 de fecha 20 de diciembre de 2016, el Titular de Política y Control Presupuestario de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, informó a la Dirección de Administración y Finanzas que desde el punto de vista presupuestario considera procedente el registro de catálogo de puestos y tabulador de sueldos y salarios de los servidores públicos de mando y enlace de CENACE con fecha de vigencia 1 de junio del 2016.

Durante el primer trimestre de 2017, con folio de movimiento 1820160054, se llevó a cabo el registro de dicho tabulador en el Portal Aplicativo de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público. La Dirección General de Organización y Remuneraciones de la Administración Pública Federal de la Secretaría de la Función Pública mediante Oficio No. 140.0.0895/17, de fecha 5 de junio de 2017, notificó al CENACE la aprobación del registró del tabulador de Sueldos y Salarios para los Servidores Públicos de Mando y Enlace; con base en dicha autorización, se elaboraron las valuaciones de la Dirección General, Dirección Jurídica y Dirección de Estrategia, Normalización y Administración Financiera del Mercado, lo que permitirá que durante el segundo semestre de 2017, se realicen los registros de las Direcciones del CENACE en el Sistema para Aprobación y Registro de Estructuras Organizacionales de la Secretaría de la Función Pública, siendo este, el primer paso para concluir el registro del resto de los puestos de mando y enlace.

Se elaboraron los archivos base que servirán como soporte para solicitar a la Secretaría de Hacienda y Crédito Público el registro del catálogo de puestos y tabulador de sueldos y salarios para el personal operativo de confianza y sindicalizado del CENACE, lo que permitirá continuar con el proceso que conlleva el debido registro de una estructura orgánica, ante la Secretaría de la Función Pública.

En seguimiento al contrato CENACE-LP-031-S-025-2016 celebrado con la persona moral “Hay Group, S.A. de C.V.” y cuyo objeto fue el “Servicio de Asesoría de arquitectura organizacional


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del Centro Nacional de Control de Energía” y después de realizada la revisión y validación de los entregables, el Consejo de Administración en su sesión 14 Ordinaria celebrada el 23 de marzo de 2017, mediante Acuerdo CA-006/2017-14 aprobó la modificación de la estructura orgánica del Centro Nacional de Control de Energía; así mismo, durante el segundo semestre de 2017, se continuará con las gestiones necesarias, a fin de concluir y formalizar la autorización del Manual General de Organización del Centro Nacional de Control de Energía.

B) PERSONAL AL 30 DE JUNIO DE 2017, POR CADA UNIDAD ADMINISTRATIVA DEL CENACE.

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

CENACE Y FECHA ESTIMADA PARA SU CONCLUSIÓN.

A finales del 2016, se elaboró un Plan de Trabajo en coordinación con la Dirección Jurídica con el fin de obtener las inscripciones en el Registro Público de la Propiedad Federal de los 14 inmuebles transferidos a favor del CENACE y los Registros Públicos de la Propiedad en la localidad donde están las Gerencias de Control Regional responsables. Actualmente se tienen 12 convenios de transferencia formalizados, de los cuales se ingresaron al Sistema de Inventario del Patrimonio Inmobiliario Federal y Paraestatal del Instituto de Administración y Avalúo de Bienes Nacionales para el alta correspondiente.

En el caso del predio de Don Manuelito, se han llevado a cabo reuniones de trabajo con la CFE para la definición de la división del inmueble.

En el caso del inmueble de la Gerencia de Control Regional Oriental, se resolvió el juicio de apego y deslinde a favor de la CFE. Durante el mes de abril, la CFE solicitó a la Dirección de


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Catastro Municipal de Puebla la exención del pago por concepto de impuesto predial, lo cual permitirá la obtención de la subdivisión del inmueble.

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

MARGEN DE RESERVA OPERATIVA.

Se muestra la evolución de la demanda máxima instantánea del Sistema Interconectado Nacional del 2016-2017 donde se aprecia un incremento en 2017. La demanda máxima histórica era de 41,899 MW acontecida el 07 de julio de 2016; el valor anterior fue superado en varias ocasiones en 2017, teniendo la demanda máxima el 23 de junio a las 16:00 horas con un valor de demanda suministrada de 44,668 MW, considerando las reducciones de demanda para cubrir el margen de reserva operativo la demanda total de energía que es de 44,820 MW.

20000

22500

25000

27500

30000

32500

35000

37500

40000

42500

45000

ENE FEB MAR ABR MAY JUN

MW

Comparativo de demanda máxima instántaneaSistema Interconectado Nacional Primes semestre 2016‐2017

2016 DEM TOT 2017 DEM SUM 2017 Gráfico No. 1 Comparativo de demanda


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Adicionalmente, se muestra el margen de reserva operativo 2017 cuyos valores han sido menores en 9 ocasiones al 6%, que es el valor mínimo en estado operativo normal por confiabilidad de acuerdo con el código de red; por lo cual:

o Se utilizó en 9 ocasiones la aplicación de tarifa I-15. o Compra de energía de emergencia en 3 ocasiones, de acuerdo con disponibilidad de

energía por parte de ERCOT. o Despacho extraordinario de energía en la Central Termoeléctrica Manuel Álvarez

Moreno con combustóleo. o Pruebas de operación con combustible alterno (diésel) en las centrales Ciclos

Combinados que cuentan con esta funcionalidad. o Diferimiento de la salida a recarga de uranio y del mantenimiento programado de la

Unidad 1 de la C.N. Laguna Verde. Se muestra la comparación con el MRO 2016, concluyendo que durante 2017 se tuvieron valores inferiores de MRO debido, entre otros factores, al incremento de demanda y aumento de indisponibilidad de generación.

0.0

5.0

10.

15.

20.

25.

30.

35.

40.

45.

50.

0

5000

10000

15000

20000

25000

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50000

ENE FEB MAR ABR MAY JUN

15 16 17 MRO_16 MRO_17

6%

MWh/h

Gráfico No. 2 MRO


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CONDICIONES RELEVANTES

El sector eléctrico se vio afectado durante los meses de abril, mayo y junio debido a 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 1,467 MW hasta 4,622 MW, aunado a un alto índice de falla en las unidades generadoras desde 4,411 MW hasta 7,750 MW, problemas en el suministro de combustible líquidos dejando indisponibles desde 110 MW hasta 925 MW y degradación desde 1,187 MW hasta 2,474 MW; alcanzando una indisponibilidad no programada de manera coincidente máxima de 10,440 MW en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), representando el 16.10% de la capacidad instalada; por las condiciones climatológicas de la temporada de una capacidad instalada de 3,761 MW de generación eólica, en los tres días críticos de Margen de Reserva Operativa se generaban valores máximos de 890, 898 y 1,353 MW, los cuales se encuentran indicados en el gráfico No. 3.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

01‐m

ay‐17

11‐m

ay‐17

21‐m

ay‐17

31‐m

ay‐17

10‐jun‐17

20‐jun‐17

30‐jun‐17

Gen. Eolica de 20170501 al 20170630

Gráfico No. 3 Generación Eólica

La generación indisponible de acuerdo con el programa de mantenimiento programado inició a finales del mes de febrero con un valor promedio de 2,730 MW, alcanzando un valor máximo de 4,772 MW el 17 de abril; para mediados de junio la indisponibilidad promedio fue de 1,072


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MW, con un valor máximo de 1,561 MW el 25 de junio y un valor mínimo de 903 MW el 27 de junio, tal como se muestra en el gráfico No. 4.

Gráfico No. 4 Mantenimiento de Unidades de Central Eléctrica del SIN

La indisponibilidad total máxima coincidente de generación en el Sistema Interconectado Nacional durante este periodo, considerando indisponibilidad no programada, indisponibilidad por mantenimiento e indisponibilidad de generación eólica, fue de 15,584 MW que representa el 24 % de la capacidad instalada.

En el Sistema Interconectado Nacional con el incremento de temperaturas a nivel nacional y principalmente en la zona norte del país se incrementó el consumo de energía, con demandas mayores a los 42,000 MW, superando la demanda máxima del 2016 (41,899 MW) desde el mes de mayo y alcanzando la demanda máxima histórica el 23 de junio del presente con un valor de 44,820 MW (incremento de 6.97%), siendo críticos los meses de mayo y junio en la zona norte del país por saturación de la red de transmisión entre las zonas Huasteca-Monterrey (Enlace Champayán-Güemez). En el gráfico No. 5 se muestra el comportamiento de las demandas máximas en el SIN y en el gráfico No. 6 el Margen de Reserva Operativo de abril a junio del 2017, indicando en rojo los días que se realizó Importación de Energía de Emergencia y en color amarillo la demanda máxima histórica.


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44820.01

35000.00

36000.00

37000.00

38000.00

39000.00

40000.00

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43000.00

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45000.00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

MAYO JUNIO

Demanda Máxima Instantanea del SIN del 01 de mayo al 30 de junio del 2017

Gráfico No. 5 Demandas Máximas

0

10

20

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40

50

60

01‐abr‐17

11‐abr‐17

21‐abr‐17

01‐m

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21‐m

ay‐17

31‐m

ay‐17

10‐jun

‐17

20‐jun

‐17

30‐jun

‐17

Margen de Reserva Operativa (%) del 20170501 al 20170630

Gráfico No. 6 Margen de Reserva Operativa


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En el mes de abril se presentó una indisponibilidad de generación por 10,344 MW (3,705 MW por mantenimiento programado, 4,411 MW indisponibles no programados y 2,228 MW por falta de viento) representando el 15.96 % de la capacidad instalada, se aplicó tarifa I-15 con el fin de incrementar el Margen de Reserva Operativo y cumplir con el requerimiento establecido en el Código de Red del 6%, obteniendo una reducción del consumo industrial de 365 MW.

En el mes de mayo se presentaron problemas en la Reserva Operativa requiriendo Importación de Energía de Emergencia para cubrir el requerimiento del 6%, obteniendo de acuerdo con la disponibilidad de ERCOT 15 MW instantáneos el día 16, 15 MW instantáneos el día 17; y hasta 100 MW el día 26; integrando en el mes 343.44 MWh.

Durante el mes de junio se presentó la semana con mayor consumo de energía integrada del 19 al 23 con demandas superiores a los 43,000 MW, presentándose nuevamente problemas para cubrir el 6% del Margen de Reserva Operativa, sin disponibilidad de Importación de Energía de Emergencia por condiciones de ERCOT, hubo necesidad de realizar aplicación de Tarifa I-15 y cortes de carga manual. En la gráfica 7 se observa la demanda suministrada y la total considerando las reducciones al suministro realizadas en la semana comentada.

Gráfico No. 7 Demanda del 19 al 23 de junio

En el gráfico No. 8 se muestra el comportamiento del Flujo por el corredor Champayán–Güemez indicando los límites de transmisión para la declaración de Estado Operativo de Alerta (flujo por el corredor entre 1,500 MW y 1,700 MW) y para la declaración de Estado Operativo de Emergencia (flujo por el corredor mayor a 1,700 MW) presentándose esta última en 8 ocasiones en el mes de junio; realizando Importaciones de Energía de Emergencia de acuerdo a


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la disponibilidad de ERCOT en 3 ocasiones (representadas en el gráfico en color rojo, y en color amarillo cuando se requería y no se contó con disponibilidad); aplicando en 5 ocasiones tarifa I-15, en 8 ocasiones reducción voluntaria de carga de Hylsa Monterrey, 5 ocasiones de corte de carga manual y en 4 ocasiones aplicación del convenio para reducción de demanda en Peñoles.

Gráfico No.8 Flujo Champayán–Güemez

EVENTOS RELEVANTES COLAPSOS DE ZONA FRONTERA a) El 21 de mayo a las 20:43 horas, por efectos de tornado en la zona Noreste del País

salieron de servicio 3 líneas de transmisión de 400 kV, 1 línea de transmisión de 230 kV, 1 línea de transmisión de 138 kV, colapsando 47 estructuras; provocando la pérdida de generación de 2,089 MW de las Centrales Eléctricas Río Bravo Tres, Río Bravo Cuatro, Central Anáhuac, Río Bravo U3, Planta Frontera y las centrales eólicas de Ventika y el Porvenir, se registró una frecuencia de 59.46 Hz provocando el colapso de la Zona Frontera; se afectaron 950 MW de carga de Matamoros y Reynosa; perdiendo la supervisión de la zona por falla de comunicaciones, a las 18:51 horas del 23 de mayo se recuperó el total de la carga afectada.

Adicionalmente salió de servicio Complejo Petroquímico Cactus de Pemex provocando la pérdida del enlace con Refinería Salina y con el Complejo Petroquímico Pajaritos, a las 21:23 horas se recuperó la carga de los complejos, PEMEX informó una afectación en la

Flujo CPY-GUE junio de 2017


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producción de gas natural de 1,050 MMPCD por lo que se suspendió la inyección de 50 MMPCD a Mayakán.

El 25 de mayo de 2017 a las 17:35 horas, la Zona Frontera presentaba una demanda local de 1024 MW y una red atípica de 400, 230 y 138 kV por evento meteorológico del 21 de mayo, una generación total de 1041 MW Netos.

Debido a restricción de combustible gas, se encontraba fuera de línea la unidad 4 de la Central Eléctrica Rio Bravo y fuera de servicio por problemas en sus unidades, las Centrales Eléctricas de Río Bravo Cuatro y Rio Bravo Tres.

A las 17:35 horas, ocurrió el disparo de la Central Planta Frontera Unidad 3 con 175 MW. La condición operativa resultante en la Zona Frontera es estable, pero con bajo voltaje y alto flujo en el corredor Falcón-Reynosa. Ante el disparo de la Unidad 3 (Turbina de Vapor), la Unidad 1 y la Unidad 2 (Turbo-gas) inician decremento de carga al no poder mantener su carga a ciclo abierto.

Ante el decremento de carga en la Central Planta Frontera, a las 17:41 horas salió de servicio el corredor Arroyo del Coyote-Falcón Mexicano y Falcón Mexicano-Presa Frontera por sobrecarga, ocasionando un colapso total de la zona.

LLG-230

CUF-230

AER-230

RIB-230

LVI-230

MMP-230

~RIB 1, 2 Y 4

AER-400

ZONA REYNOSA

ZONA MATAMOROS

ATP-400

~~PLANTA

RBCPLANTA

RBT

PLANTA CAH

HUI-400

VDG-400

A3D

80

A3

G2

0

A3G

30

A3E00

A3E70

CCL-230

938

10

CUF-83430-RRD

~RIB 3

A3

H70

GLO-400

A3I00

A3I

10

GRR-400

~

~

PFT-230

PLANTA PFT

USA

~

9317

0

PLANTA VKU

PLANTA VKD

~

PLANTA EPR

TNM-400

~

Red colapsada ante la ocurrencia del evento

Figura 1. Red colapsada ante el evento del 21 y 25 de mayo


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COLAPSO PARCIAL DE LA PENÍNSULA DE YUCATÁN

El 23 de mayo de 2017 a las 11:00 horas, la Península de Yucatán sufrió un colapso parcial, el cual se describe a continuación:

La demanda local en ese momento era de 1785 MW y con una exportación a Belice (BEL) de 12 MW; generación sincronizada de 755 MW (CC Campeche 118 MW y 637 MW de generación después de Escárcega) y recibiendo 1160 MW por el enlace de Escárcega al Sureste (ESA-SUR).

Debido a restricción de combustible gas, se encontraban fuera de línea la Central de Ciclo Combinado Mérida Potencia (MDP) y medio paquete de la Central Valladolid Tres (VLT). Ante indisponibilidad de unidades de central térmica (Mérida U1, Mérida U2, Valladolid U1, Lerma U2) se encontraba en línea generación turbo-gas diésel (162 MW) para satisfacer la demanda; la Central Campeche (CPC) se encontraba operando con diésel.

Bajo la situación descrita anteriormente se tenían condiciones para soportar la contingencia.

A las 11:00 horas, ocurrió una falla en la fase A del circuito Escárcega A3Q00 Tabasco Potencia a 38 km de Escárcega originada por un incendio fuera de control en derecho de vía, provocando la operación del esquema de recierre automático de la línea de transmisión.

A las 11:00 horas, se presentó alta tensión en la subestación Escárcega provocando la operación del Esquema de Acción Remedial por alta tensión por pérdida de Compensador Estático de VAR’s, saliendo de servicio la línea Escárcega A3Q10 Tabasco Potencia (debido a la operación no exitosa del recierre monopolar, ocurrió el disparo tripolar de la línea fallada).

Por lo tanto, se tuvo la pérdida de ambos circuitos de 400 kV del enlace Escárcega al Sureste a las 11:00: horas.

Debido a la falla de la red de 400 kV se presentaron sobrecarga y oscilaciones de potencia en las líneas Escárcega 93010 Lerma, Xul-Ha 93090 Ticul, Champotón 73130 Sabancuy y Escárcega 73120 Champotón, quedando separada la península del resto del sistema interconectado.


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Durante el evento operaron 358 MW de 494 MW disponibles del esquema de protección de sistema por baja frecuencia no resultando suficiente para lograr estabilizar el sistema, colapsándose la isla eléctrica afectando un total de 1,635 MW de demanda y 1,272,262 usuarios.

Enlace Escárcega al Sureste

A

B

C

D

(B) Recierre monopolar solo en Escárcega y fallido en Tabasco

Potencia provocando alta tensión en Escárcega y activación de EAR

alta tensión en ESA

(C) Dispara ESA A3Q10 TSP por EAR Alta tensión ESA y tripolar ESA A3Q00 TSP por recierre

fallido. Pérdida de red de 400 kV

D

D

D

D

(A) Falla y disparo monopolar ESA A3Q00 TSP

D

(D) Opera EAR Disparo Automatico de Carga, por perdida de red de 400 kV en Yucatán y

Campeche

(E) Disparan por oscilaciones ESA 93010 LRA, ESA 73120 CMO y SBY 73130 CMO formando una isla

eléctrica

EEE

Figura 2. Secuencia General del Disturbio

EVENTO EN ZONA CAMARGO Y ZONA CHIHUAHUA

El 21 de junio a las 16:24 horas, salió de servicio la línea de transmisión de 400 KV Rio Escondido (REC)-A3000-Hercules Potencia (HCP), al desconectarse la línea operó Esquema de Acción Remedial y se afectaron 318 MW de carga urbana (Zona Camargo), a las 16:43 horas se recuperó el total de la carga afectada.

A las 19:10 horas, se declaró Estado Operativo de Emergencia por alto flujo de transmisión en las Líneas de Transmisión entrando a Chihuahua (Río Escondido–Hércules Potencia más Camargo Dos-Gómez Palacio) y para disminuir el flujo en el corredor Entrando a Chihuahua y


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soportar la contingencia se aplicaron cortes de carga manual de 240 MW de la Zona Camargo y la Zona Chihuahua.

La causa del disparo de la línea fue Dispositivo de Potencial dañado en la subestación Río Escondido.

A las 00:04 horas del 24 de junio, se abrió como estrategia operativa la línea de transmisión de 400 kV Río Escondido (REC) L-A3430 Frontera (FRO), para cambiar un dispositivo de potencial de esta línea hacia la REC L-A3000 HCP, 07:21 horas, quedó en servicio la línea REC L-A3000 HCP.

E) CONGESTIONES EN ENLACES RELEVANTES.

Congestión enlaces Malpaso-Tabasco y hacia la Península de Yucatán.

La congestión de los enlaces de Malpaso a Tabasco y hacia la Península se debió, en general, a falta de suministro de gas natural hacia el gasoducto de Mayakán, adicionalmente un decremento al esquema de turbinado de la Central Hidroeléctrica Peñitas, por bajas en las aportaciones recibidas en la cuenca del Río Grijalva. Lo anterior implicó hacer un mayor uso de la generación disponible instalada en el sistema eléctrico peninsular, incluyendo el uso de generación a base de diésel. No hubo afectaciones al suministro eléctrico por esta causa. Se presentaron 137 estados Operativos de Alerta y 4 Estados Operativos de Emergencia por el flujo Malpaso-Tabasco; 31 Estados Operativos de Alerta y 4 Estados Operativos de Emergencia por el flujo hacia la Península de Yucatán.


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

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 las fallas de unidades generadoras y falta de suministro de gas se llegó a rebasar el límite máximo operativo teniendo la necesidad de aplicar la Tarifa I-15, cortes manuales de carga y solicitud de reducciones de demanda voluntaria. Se presentaron 34 Estados Operativos de Alerta y 9 Estados Operativos de Emergencia.

‐200.0

0.0

200.0

400.0

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1800.0

Curva de duraciòn de carga enlace Malpaso Dos a Tabasco Potenciaprimer semestr 2017

MPD‐>TSP+MPD AT‐02 LIMITE SIN DAC LIMITE CON DAC

HORAS

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01‐01‐17

02‐01‐17

03‐01‐17

04‐01‐17

05‐01‐17

06‐01‐17

ENLACE A MALPASO DOS A TABASCO POTENCIAprimer semestre 2017

MPD‐>TSP+MPD AT‐02 LIMITE SIN DAC LIMITE CON DAC

FLUJO POTENCIA M

W

dias

0

200

400

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1200

1400

01‐01‐17

02‐01‐17

03‐01‐17

04‐01‐17

05‐01‐17

06‐01‐17

FLUJO ENTRANDO A ESCARCEGAprimer semestre 2017

ENTRANDO A ESA LIMITE SIN CPC LIMITE CON CPC

FLUJO

POTENCIA M

W

dias

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0

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Curva de duraciòn de carga enlace Entrando a Escarcegaprimer semestr 2017

ENTRANDO A ESA LIMITE SIN CPC LIMITE CON CPC

HORAS


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Gráfico No. 10 Enlace Champayán – Güemez

CONGESTIÓN ENLACES ENTRANDO A CHIHUAHUA Y NORESTE-NORTE

La congestión en las compuertas Entrando a Chihuahua y Noreste-Norte 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, con lo cual se llegó a rebasar el límite máximo operativo en la compuerta entrando a Chihuahua. Se presentaron 19 estados Operativos de Alerta y 3 Estados Operativos de Emergencia por el flujo entrando a Chihuahua; 23 Estados Operativos de Alerta por el flujo Noreste-Norte.

‐800.0

‐600.0

‐400.0

‐200.0

0.0

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400.0

600.0

800.0

1000.0

01‐01‐17

02‐01‐17

03‐01‐17

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05‐01‐17

06‐01‐17

FLUJO CGD‐HCPprimer semestre 2017

FLUJO CGD‐HCP LIMITE SIN DAC LIMITE CON DAC

FLUJO

POTENCIA M

W

dias

‐700.0

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Curva de duraciòn de carga enlace CGD‐HCPprimer semestr 2017

ENTRANDO A ESA LIMITE SIN DAC LIMITE CON DAC

HORAS


de la Gestión



‐400

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0

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400

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05‐01‐17

06‐01‐17

FLUJO NES‐NTEprimer semestre 2017

FLUJO NES‐NTE LIMITE SIN DAC LIMITE CON DAC

FLUJO POTENCIA M

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dias

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0

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Curva de duraciòn de carga enlace NES‐NTEprimer semestr 2017

ENTRANDO A ESA LIMITE SIN DAC LIMITE CON DAC

HORAS

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

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 42 Estados Operativos de Alerta.


de la Gestión



0.0

200.0

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600.0

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01‐01‐17

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06‐01‐17

FLUJO HERMOSILLO‐SINPrimer semestre 2017

FLUJO POTENCIA M

W

dias

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300.0

400.0

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1000.0

Curva de duración de carga enlace Hermosillo‐SINPrimer semestr 2017

ENTRANDO A ESA LIMITE 1 LIMITE 2 LIMITE 3

HORAS

Gráfico No. 12 Saliendo de Zona Hermosillo

Con base en las condiciones operativas del Sistema y en cumplimiento a lo estipulado en el Código de Red, se realizaron declaratorias de 286 Estados Operativos de Alerta y 20 Estados Operativos de Emergencia asociados a los corredores de transmisión comentados.

En las siguientes gráficas se muestra el resumen de los Estado Operativos mencionados.

2319

42

34137

31

ALERTA

NES->NTE

FLUJO DE TRANSMISION REC->HCP+CGD->GPL

ZONA HERMOSILLO AL SIN

ZONA DE CHAMPAYÁN HACIAGÜEMEZ

ZONA MALPASO HACIATABASCO

ZONA TABASCO A ZONAESCARCEGA


de la Gestión



3

9

4

4

EMERGENCIA

NES->NTE

FLUJO DE TRANSMISION REC->HCP+CGD->GPL

ZONA HERMOSILLO AL SIN

ZONA DE CHAMPAYÁN HACIAGÜEMEZ

ZONA MALPASO HACIA TABASCO

ZONA TABASCO A ZONAESCARCEGA

Gráfico No. 13 Estadística de 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:


de la Gestión



0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

20,0001/1/2017

15/1/2017

29/1/2017

12/2/2017

26/2/2017

12/3/2017

26/3/2017

9/4/2017

23/4/2017

7/5/2017

21/5/2017

4/6/2017

18/6/2017

2/7/2017

16/7/2017

30/7/2017

13/8/2017

27/8/2017

10/9/2017

24/9/2017

8/10/2017

22/10/2017

5/11/2017

19/11/2017

3/12/2017

17/12/2017

31/12/2017

Energía Alm

acenada

CURVA ESPERADA DE ENERGIA ALMACENADA (GWh)

Ene. Almac. Pron. 2017 En. Almac. Real Gen. Acum. Pron.2017 Gen. Acum. Real

8,016

11,324

8,906

9,542

17,746

15,296

Al dia 30 de Junio del 2017

15,271

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

De acuerdo con el gráfico anterior, se muestra que se hizo un uso mayor de la energía hidroeléctrica por 2,418 GWh, originando que la energía almacenada en los grandes vasos quedara por debajo de lo programado en 1,526 GWh, a pesar de que se recibieron mayores aportaciones hidráulicas que las esperadas, equivalentes a 841 GWh. El pronóstico de precipitaciones pluviales para el primer semestre del año 2017 se catalogó como tipo MEDIO-BAJO. En el gráfico también se observa que a partir del mes de mayo de 2017 se incrementaron las extracciones reales con respecto a las planeadas debido a:

Un consumo de energía eléctrica mayor al previsto, El disturbio de la Zona Frontera acontecido el 21 de mayo de 2017, el cual derivó en una

indisponibilidad de 1,000 MW en esta Zona durante el resto del primer semestre de 2017, y

La falta de capacidad de generación termoeléctrica por incremento en falla de Unidades de Centrales Eléctricas, así como degradación por restricciones crecientes en el suministro de combustibles.


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Gráfico No. 15. Evolución del Consumo Bruto SIN

En el gráfico No. 15, se muestra la evolución del consumo semanal de los años 2015 a 2017, donde se aprecian un crecimiento del 5.7% (atípico) en los primeros 6 meses del 2017, lo que significa un considerable aumento (atípico) en el consumo de energía eléctrica. Lo que contribuyó a un mayor uso de recursos energéticos de los considerados en la planeación operativa.

ESTUDIOS DE PLANEACIÓN OPERATIVA DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL A inicios de 2017, se concluyeron los estudios eléctricos para analizar las condiciones operativas del Sistema Interconectado Nacional previstas durante los periodos de demanda máxima del verano de 2017, con la finalidad de identificar las estrategias que contribuyan a mejorar la confiabilidad del suministro eléctrico. Los estudios 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


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combustóleo, se tendrían condiciones de riesgo operativo por congestión en los corredores de transmisión Noreste-Norte, Flujo entrando a Chihuahua, Champayán-Güemez, 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 en las estaciones de Manzanillo y/o Altamira, del orden

de 13,400 MPC para utilizarse en los meses de mayo a agosto de 2017, de manera tal que permita depender en menor grado del recurso hidráulico.

Solicitar mantener degradada la unidad 1 de la C.N. Laguna Verde, para postergar su salida a recarga y mantenimiento después de los periodos de demanda máxima de verano 2017.

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

Evaluar compra de reserva de capacidad en el mercado de ERCOT.

CONFIABILIDAD Y SEGURIDAD DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL

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

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

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

Seguimiento a la asignación de Unidades por Confiabilidad Seguimiento a las asignaciones de Reserva programadas en el AUGC. Cumplimiento de las Políticas Hidráulicas con base a los requerimientos del MEM Justificaciones en el relatorio de las Desviaciones de Despacho en Tiempo Real con

respecto a lo programado en el día en adelanto.


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

Se integraron 2 Ingenieros al personal operativo de turnos en el Centro Nacional con experiencia en el Control Operativo de la Gerencia de Control Regional Central.

El 27 de enero se incorporó a las actividades en la Gerencia del Centro Nacional el proceso Expost para el cálculo de los precios de la Operación del mercado en Tiempo Real.

Verificación de la asignación de unidades en el día de operación Validación de Ofertas en el día de operación Validación del cumplimiento de los límites de transmisión Verificación del comportamiento de las Reservas Operativas Interacción con la Subdirección de Operación de Mercado, Subdirección de Diseño

de Mercado, Unidad de Soporte a la Operación y el Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias para la validación y publicación de los resultados del Mercado Expost.

En cumplimiento a la Normativa implementada para la vigilancia de las Condiciones Operativas del Sistema Eléctrico Nacional se realizaron 632 declaratorias de Estados Operativos del SIN, siendo las más relevantes:

12 Alertas de Margen de Reserva Operativa en el SIN al presentarse un valor menor al 6% por indisponibilidad de generación entre Contingencias Ambientales, restricciones de combustibles (gas y combustóleo) y Fallas de unidades generadoras.

4 Estados Operativos de Emergencia y 137 Estados Operativos de Alerta por el flujo de transmisión de la Zona Malpaso a la Zona Tabasco.

3 Estados Operativos de Emergencia y 19 Estados Operativos de Alerta por el flujo de transmisión entrando a la Zona Chihuahua.

4 Estados Operativos de Emergencia y 31 Estados Operativos de Alerta por el flujo de transmisión de la Zona Tabasco a la Zona Escárcela.

9 Estados Operativos de Emergencia y 34 Estados Operativos de Alerta por el flujo de transmisión de Champayán a Güemez.

42 Estados Operativos de Alerta por el flujo de transmisión saliendo de Hermosillo hacia el Sistema Interconectado Nacional.

23 Estados Operativos de Alerta por el flujo de transmisión entre las Gerencias de Control Regional Noreste y Norte.

Se atendieron 20, 443 registros de solicitud de licencia para mantenimientos programados

en las Unidades Generadoras y Red de Transmisión en el Sistema Interconectado Nacional. Se realizaron 2,353 estudios de Flujos de Potencia en tiempo real para evaluar las

condiciones operativas del SIN.


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Se atendió el paso del convoy de grandes dimensiones con equipo para tratamiento de coque del puerto de Altamira con destino a la Refinería de Tula en el tercer y cuarto cuadrante de traslado coordinando el paso por debajo en cruces con líneas de transmisión de 400, 230 y 115 kV.

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:

Región Implementados Revisados y en proceso de

implementación En revisión

Central 6 0 1

Oriental 86 14 2

Occidental 33 1 3

Noroeste 82 26 7

Norte 35 0 0

Noreste 84 1 4

Peninsular 181 9 3

Baja California 47 0 0

Sistema Interconectado Nacional

1 0 1

TOTAL 554 51 21


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De la relación anterior, a continuación, se describen las actualizaciones más relevantes de los Esquemas de Acción Remedial, concluidas durante el primer semestre de 2017:

ESQUEMAS DE ALIVIO PARA EL ENLACE DE 400 KV DE TABASCO HASTA RIVIERA MAYA

Derivado del evento del 23 de mayo del 2017 a las 11:00 horas en el que se presentó colapso parcial del sistema eléctrico de la Península de Yucatán, así como del evento ocurrido el 8 de junio del 2017 a las 07:32 horas, en donde se presentó la contingencia del compensador estático de VAr de la subestación Escárcega de 400 kV ocasionando una secuencia incorrecta en la operación del esquema de acción Remedial para evitar sobretensión en la red troncal de 400 kV del Sistema Peninsular, se revisó el diseño de los siguientes esquemas de alivio:

Esquema de Acción Remedial basado en un Disparo Automático de Carga para soportar las

contingencias basadas en los criterios de seguridad N-1, N-1-1 y N-2 en el corredor de transmisión Malpaso - Tabasco.

Esquema de Protección de Sistema basados en la desconexión automática de líneas de

transmisión de 400 kV del corredor de transmisión de 400 kV que va desde Tabasco hasta la Riviera Maya, ante pérdida de elementos de compensación de potencia reactiva.

ESQUEMA DE ALIVIO PARA INCREMENTAR EL LÍMITE DE TRANSMISIÓN POR EL ENLACE DE 400 KV DE

QUERÉTARO A SANTA MARÍA

Para soportar la contingencia sencilla en el corredor Querétaro-Santa María, se determinó como límite de transmisión un valor de 1,500 MW sin la operación de esquemas de alivio. Se revisó el Esquema de Acción Remedial para soportar contingencias sencillas en este corredor basado en Disparo Automático de Carga y segregación de red, incrementado el límite de transmisión por el corredor Querétaro-Santa María en 200 MW.

G) TECNOLOGÍAS DE INFORMACIÓN Y COMUNICACIONES.

Las acciones descritas en esta sección forman parte de la Planeación Estratégica de la Dirección de Tecnologías de la Información y Comunicaciones (DTIC), del Centro Nacional de Control de Energía; ejecutadas durante el primer semestre de 2017.


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En este sentido la DTIC a través de las 3 Subdirecciones y 6 Unidades de especialidad que la conforman, han concretado durante dicho periodo, entre otras, las siguientes acciones relevantes:

Se detonaron 16 proyectos en materia de TIC (9 de servicios y 7 de adquisición).

Durante el mes de marzo, se llevó a cabo la designación del Responsable de Seguridad de la Información (RSII) del CENACE, estipulado en el MAAGTICSI.

Se efectuó la designación de roles y responsabilidades para las tareas de implementación de los procesos del MAAGTICSI.

Se destaca la realización de trabajos tanto de desarrollo de sistemas y aplicaciones como de apoyo tecnológico para las Direcciones de Operación y Planeación del Sistema y de Administración del Mercado Eléctrico Mayorista y

Se publicaron en el portal de Datos Abiertos datos.gob.mx; dos conjuntos de datos comprometidos por la Institución.

A continuación, se refieren algunos de los hitos sobresalientes de los proyectos de la DTIC, acontecidos durante el primer semestre del ejercicio en curso:

a) Se vigila el cumplimiento a las disposiciones establecidas en el Acuerdo de Política TIC publicado en el DOF el 4 de febrero de 2016, relacionado con los procesos de Planeación Estratégica, Administración del Presupuesto, Contratación de Bienes y Servicios de TIC y seguimiento a la gestión de proyectos.

b) En fecha 19 y 20 de enero de 2017, se llevó a cabo en la Gerencia de Control Occidental en la Cd. de Guadalajara, Jalisco, la 1a. Reunión de trabajo de Subgerentes de TIC, Jefes de Unidad y Subdirectores de la Dirección de TIC; en la que se abordaron en dos días de trabajo, los proyectos que en materia de TIC serán detonados durante 2017.

c) En fecha 26 de enero de 2017, se llevó la 2a. Reunión del Grupo de Trabajo para la Dirección de TIC (GTDTIC); en la que se abordaron el cierre de los proyectos 2016, así como dar a conocer la cartera ejecutiva de proyectos de TIC para 2017.

d) El 26 de enero de 2017, se conforma el Grupo de Trabajo Institucional de Datos Abiertos (GTIDA) del CENACE y se da a conocer el Plan de trabajo, así como los conjuntos de datos que integrarán el Inventario de Datos Abiertos del CENACE.

e) En el mes de febrero el GTDTIC prioriza y selecciona los tres conjuntos de datos que se integraran al Plan de Apertura Institucional del CENACE, entre estos; Consumo Mensual Bruto del Sistema Eléctrico Nacional, Desempeño y Evolución del Mercado Eléctrico Mayorista e Información Programática.

f) En fecha 13 de marzo de 2017, se gestiona el acceso del Administrador de Datos Abiertos del CENACE a la Plataforma de ADELA de la Presidencia de la República.


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g) En fecha 28 de marzo de 2017, se llevó a cabo el establecimiento y designación de los responsables para cada uno de los procesos señalados en el MAAGTICSI; quienes serán los encargados de desplegar las acciones acordadas por el GTDTIC para las tareas de implementación referidas en el manual.

h) En fecha 30 de marzo de 2017, mediante oficio No. CENACE/DG/019/2017; el Ing. Eduardo Meraz Ateca, Director General del CENACE, designó al Ing. René Ávila Rosales como Responsable de Seguridad de la Información en la Institución (RSII).

i) En fecha 28 de junio de 2017, se llevó a cabo la Tercera reunión del Grupo de Trabajo para la Dirección de TIC; mediante la cual se dio a conocer el avance de los proyectos en la materia con corte al segundo semestre, así como las actividades relacionadas con ciberseguridad y el proyecto del nuevo sistema EMS/SCADA.

Respecto a los recursos financieros asignados a la DTIC, para el año 2017, se asignó un presupuesto de $1,110.7 millones de pesos; de los cuales el 52% es para Inversión y 48% para Gasto Corriente.

En capítulo 3000 se tiene un presupuesto de $542.3 MDP y una proyección de erogación de $486.6 MDP, correspondiente al 89% del presupuesto de gasto corriente y falta por asignar $55.6 MDP. En Inversión respecto al capítulo 5000 y el capítulo 6000, se tiene un presupuesto de $568.4 MDP y una proyección de erogación de $529.4 MDP, la cual corresponde al 93% del presupuesto de inversión y falta por asignar $39.0 MDP. En ese sentido, se tiene estimado ejercer el 91.47% del presupuesto global autorizado para este ejercicio fiscal 2017. En la cartera 1518TOM0008 se encuentra el proyecto del sistema SCADA, donde se tienen programados recursos estimados por $335 MDP. Con dichos recursos financieros se pretende mejorar la parte tecnológica del CENACE, para lo cual durante este periodo de enero a junio se detonaron 16 proyectos de TIC, con el siguiente estado. En el primer trimestre de enero a marzo se ejecutaron 7 proyectos; al 30 de junio todos se encuentran en la recepción de bienes y servicios. Los proyectos son los siguientes:

1. Mantenimiento ABB SCADA (servicios). 2. Servicio de mantenimiento a equipo de comunicaciones (servicios). 3. Servicio de renovación de licencias WAF (servicios). 4. Consultoría internacional SCADA (servicios). 5. Curso ISO 20000 Auditor Líder (servicios).


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6. Servicio para la implementación de la Plataforma de Subastas (servicios). 7. Detección de amenazas avanzadas (adquisición).

Respecto al segundo trimestre de abril a junio, en este se encuentran diferentes variantes. Se cuenta con 9 proyectos, de los cuales; 4 se encuentran en espera la recepción de bienes:

1. Cámaras de Videoconferencia (adquisición). 2. Cámaras Termográficas (adquisición). 3. Infraestructura para Sala de Crisis (adquisición). 4. Servicio Administrado de Equipo de Cómputo (servicios).

Los que se encuentran en el flujo normativo en proceso de autorización de UGD son:

5. Actualización de Sistema de Control de Gestión (servicios). 6. Transición de Modelos y Aplicaciones del Mercado Interno de Energía a Mercado

(servicios);

Uno de los proyectos se encuentra en la Unidad Política de Control Presupuestario de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (UPCP), en espera autorización:

7. Licencias de grabación de pantallas (adquisición);

Y, finalmente 2 se encuentran para entrar al Subcomité de Revisión de Convocatoria (SURECON):

8. Tableros de Control (adquisición). 9. UPS Modulares (adquisición).

A este respecto, uno de los proyectos que se espera tengan grandes beneficios para el personal; es el servicio Administrado de Equipo de Cómputo, lo anterior ya que existe una necesidad de equipamiento en la Institución para el desarrollo de las tareas sustantivas, administrativas y operativas de los servidores públicos. Con esta contratación se logrará la estandarización del equipo informático, el cual será de primera generación y ya está próxima la primera entrega de éstos.

A la par de lo antes expuesto, respecto al desarrollo de software, durante este periodo de enero a junio se cuenta con 11 desarrollos de sistemas informáticos e implementación de plataformas, cuyo estado actual es también señalado enseguida:


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Desarrollo Estado al 30 de junio

1 Registro de participantes de mercado. Entregado conforme a requerimientos originales

2 Consola de pagos.

Entregado conforme a requerimientos originales y Levantamiento de nuevos requerimientos

3 Estados de cuenta y facturación (liquidación por controversia y validación de facturas).

4 Recepción de pagos y facturación CENACE OPD (facturación de 5M).

5 Software de programación financiera.

6 Sistema de administración de subastas. En desarrollo

7 Sistema de reportes de disturbios.

8 Plataforma para nueva Intranet de CENACE. Implementación en proceso

9 Integración de SAPPSE con SIRDELI (Catalogo de puntos de medición).

En desarrollo

10 Sistema de Administración del Proceso para Puesta en Servicio de Equipo (SAPPSE).

Levantamiento de nuevos requerimientos y Entrega de nuevas funcionalidades

11 Servicios para la Ventanilla Única Nacional (VUN ‐ VER).

En desarrollo

Respecto al tema de Seguridad, se tienen los siguientes proyectos:

En marzo inició el contrato para el Proyecto de Mantenimiento de Comunicaciones; el objetivo es actualizar toda la red de comunicaciones.

Se formalizó la contratación del servicio WAF (Web Application Firewall), que permitió tener visibilidad del comportamiento de la red.

Actualización Teléfonos y Gateway en el mes de abril, que permite el acceso a aplicaciones sin costo y a tener videoconferencias externas.

Finalización de entrega de equipo en RMA. Finalización Flujos Netflow. La contratación del proyecto ATP Detección de Amenazas Avanzadas a nivel de red. Actualización del Sistema de Telefonía y SPARK. Es un sistema de mensajería que se

usará para chat interno y que también proporcionará el servicio de telefonía y que podrá ser utilizado en computadoras y dispositivos móviles, se pretende que las llamadas en dispositivos móviles utilizando el SPARK mediante la red 4G, no tenga costo para el usuario.


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Asimismo, con el objetivo de mantener la certificación del proceso “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-1-20000-1-NYCE-2012, durante el periodo se ejecutaron las siguientes acciones:

Se programaron cursos en la norma, con el objetivo de tener el personal capacitado suficiente para dar apoyo a las gerencias que ya están certificadas e integrar aquellas que estaban fuera del alcance. Se contrató el Curso de Auditor Líder y el Curso de Auditor Interno en la Norma ISO 20000; de tal forma que, cada Gerencia actualmente cuenta con gente capacitada en dicha norma.

Se contrató la aplicación del examen de certificación en la norma para un grupo de 6 auditores, que previamente tomaron el curso de auditor líder. El CENACE cuenta ahora con un grupo de 20 auditores: 4 auditores líderes certificados, 6 auditores líderes y 10 auditores en entrenamiento.

Se realizó la planeación de Auditorías Internas, Auditorías Externas y Acciones de Mejora, misma que se dio a conocer al Director y Subdirectores de la DTIC, así como todos los Subgerentes de TI, con el objetivo realizar la segunda vigilancia y dar cumplimiento en la norma ISO /IEC 20000-1:2011.

En marzo se gestiona el acceso del Administrador de Datos Abiertos del CENACE a la Plataforma de ADELA de la Presidencia de la República y el 30 de junio de 2017, se llevó a cabo la publicación y liberación de 2 conjuntos de datos abiertos en el sitio de internet de datos.gob.mx sobre; Información Programática de la DAF y Consumo Mensual Bruto del SEN de la DOPS, con lo que se tiene un avance parcial del 66.6% respecto del plan de trabajo comprometido por el GTIDA para 2017. Lo anterior contribuye en el cumplimiento de las disposiciones establecidas en la Guía de Implementación de la Política de Datos Abiertos y se espera en el tercer trimestre cumplir al 100%.

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

PROCESO DE EJECUCIÓN DEL MERCADO DEL DÍA EN ADELANTO El Modelo Comercial de Mercado (MCM) es utilizado para operar el Mercado de Energía de Corto Plazo (MECP). Se basa en el Modelo de la Red Física (MRF), con ajustes para los recursos cuya operación en el mercado se modela de forma diferente a sus características física de


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interconexión o conexión. Para integrar el MCM, el MRF representado con la topología a nivel nodo-rama se complementa con la información necesaria para las siguientes aplicaciones del mercado de corto plazo: i) Representación de Unidades de Central Eléctrica Agregada; ii) Representación de Recursos de Demanda Controlable Agregados; iii) Representación de las Centrales Eléctricas y Centros de Carga distribuidos; iv) Representación de puntos de programación de importaciones y exportaciones; entre otros más.

Desde el arranque del Mercado Eléctrico Mayorista1, para la ejecución del Mercado del Día en Adelanto (MDA) se definieron 108 zonas de carga, en las cuales diariamente se reciben Ofertas de Compra para los Centros de Carga Indirectamente Modelados y se calculan precios de energía en nodos distribuidos, ambos de forma horaria.

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 Módulo 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 2016, se tiene registrados en el Catálogo Maestro del Mercado Eléctrico Mayorista, un total de 613 ofertas de venta de energía, las cuales se distribuyen de la forma siguiente: 340 ofertas de la Comisión Federal de Electricidad como Participante del Mercado en la Figura de Generador; 4 Ofertas de CFE Suministro Calificados; 222 Ofertas de Contratos de Interconexión Legados (CIL); 20 Ofertas de Grupo Fénix como participante del Mercado en la figura de Generador; 7 Ofertas de Fisterra Energy como participante del Mercado en la Figura de Generador; 1 Oferta de Generación de Energía Valle de México como participante del Mercado en la Figura de Generador; 1 Oferta de SUMEX; 5 Ofertas de Generación de Grupo Mitsui como participante del Mercado en la Figura de Generador; 1 Oferta de Generación GPG como participante del Mercado en la Figura de Generador; 1 Oferta de Generación GPG como participante del Mercado en la Figura de Generador; 4 Ofertas de American Light Power; 1 Oferta de Generación ELAN como participante del Mercado en la Figura de Generador; 4 Ofertas de Diversidad; 4 Ofertas de Vitol.

1 29 de enero de 2016 para el Sistema Interconectado Baja California, 27 de enero de 2016 para el Sistema Interconectado Nacional y 23 de marzo de 2016 para el Sistema Interconectado Baja California Sur.


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PRECIO MARGINAL LOCAL


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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 NodoP2 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;

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 Compra3 de Energía y Ofertas de Venta4 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 hasta el 30 de junio del presente año, dichos precios oscilan entre los rangos de 7,743.32 $/MWh y 52.70 $/MWh, los cuales se presentaron los días 4 de abril para el máximo publicado y el día 9 de marzo para el mínimo histórico publicado.

2 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. 3 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. 4 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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El precio promedio para el para el periodo que comprende del 1 de enero al 30 de junio de 2017 se estable en 1,259.77 $/MWh. Los precios para el periodo antes descrito se muestran en la gráfica siguiente.

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 hasta el 30 de junio del presente año, dichos precios oscilan entre los rangos de 5,643.79 $/MWh y 362.44 $/MWh, los cuales se presentaron el día 24 de mayo para el máximo publicado y el 1 de marzo para el mínimo histórico publicado. El precio promedio para el para el periodo que comprende del 1 de enero al 30 de junio de 2016 se estable en 566.05 $/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 hasta el 30 de junio del presente año, dichos precios oscilan entre los rangos de 4,490.54 $/MWh y 1,116.89 $/MWh, los cuales se presentaron el día 30 de junio para el máximo publicado y el día 26 de marzo para el mínimo histórico publicado. El precio promedio para el para el periodo que comprende del 1 de enero al 30 de junio de 2017 se estable en 1,790.68 $/MWh. Los Precios para el periodo antes descrito se muestran en la gráfica siguiente.


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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) 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.


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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:

i) Zona 1 que incluye a las Gerencias de Control Regional Occidental y Central; ii) Zona 2 que incluye a las Gerencias de Control Regional: Oriental y Peninsular; iii) Zona 3 que incluye a las Gerencias de control Regional Norte y Noreste y; iv) Zona 4 que incluye a la Gerencia de Control Regional Noroeste.

b) Sistema Interconectado Baja California:

i) Zonas Costa y; ii) Zona valle.

c) Sistema Interconectado Baja California Sur:

i) Zona Constitución y; ii) Zona La Paz.

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


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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).

Los precios promedio para los 5 tipos de reserva quedaron definidos en 457.28 $/MWh para la RREG, 136.61 $/MWh para la RR10, 21.43 $/MWh para la RNR10, 16.56 $/MWh para la RRS y RNRS, respectivamente. Los precios promedio horario de los 5 tipos de reserva del periodo del 1 de enero al 30 de junio de presente año, se muestran en la figura siguiente:


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Gráfico No 2

Para el Sistema Interconectado Baja California, los precios promedio para los 5 tipos de reserva quedaron definidos en 95.85 $/MWh para la RREG, 82.02 $/MWh para la RR10, 35.96 $/MWh para la RNR10, 21.18 $/MWh para la RRS y RNRS, respectivamente. Los precios promedio horario de los 5 tipos de reserva del periodo del 1 de enero al 30 de junio de presente año, 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 137.78 $/MWh para la RREG, 177.14 $/MWh para la RR10, 176.05 $/MWh para RNR10, y 71.25 para RRS y RNRS, respectivamente. Los precios promedio horario de los 5 tipos de reserva del periodo del 27 de enero al 30 de junio de presente año, se muestran en la figura siguiente:

Gráfico No 4

PUBLICACIÓN DE PRECIOS Y RESULTADOS DEL MERCADO DEL DÍA EN ADELANTO

Para la ejecución del Mercado del Día en Adelanto, el CENACE iniciará diariamente el proceso de asignación y despacho de Unidades de Central Eléctrica en el Mercado del Día en Adelanto al cerrar el periodo de recepción de Ofertas para el Mercado del Día en Adelanto según el huso horario predominante en el sistema interconectado de que se trate. Los resultados de dicho proceso serán publicados por el CENACE en el Sistema de Información del Mercado a las 17:00 horas. Las ofertas recibidas posteriores a la hora de cierre serán consideradas en los procesos de Asignación Suplementaria de Unidades de Central Eléctrica para confiabilidad y en los procesos del Mercado de Tiempo Real.

Todos los días de ejecución del MDA, a las 17:00 horas se publicarán los resultados de asignación y despacho de Unidades de Central Eléctrica en el Mercado del Día en Adelanto, así como los Precios Marginales Locales y los precios para los Servicios Conexos en el Sistema de


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Información del Mercado, de forma independiente para el Sistema Interconectado Nacional, Sistema Interconectado Baja California y Sistema Interconectado Baja California Sur.

Desde el arranque del Mercado Eléctrico Mayoristas, se ha tratado de respetar el horario de publicación para los 3 Sistemas Interconectados, pero derivado de que el mercado inició operaciones este año, los tiempos de publicación han sufrido adelantos o retrasos derivados de eventos de fuerza mayor, que requieren ajustes en los insumos o corridas adicionales que nos llevan a superar el tiempo límite para la publicación de resultados en el Sistema de Información del Mercado.

El resumen de los tiempos de cumplimiento o incumplimiento en los horarios de publicación de los resultados del Mercado del Día en Adelanto, para el Sistema Interconectado Nacional del periodo de inicio del Mercado que abarca del 1 de enero y hasta el 30 de junio del presente año, se muestran en la figura siguiente:

Gráfico No 1

El resumen de los tiempos de cumplimiento o incumplimiento en los horarios de publicación de los resultados del Mercado del Día en Adelanto, para el Sistema Interconectado Baja California del periodo que abarca del 1 de enero al 30 de junio del presenta año, se presentan en la figura siguiente:


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Gráfico No 2

El resumen de los tiempos de cumplimiento o incumplimiento en los horarios de publicación de los resultados del Mercado del Día en Adelanto, para el Sistema Interconectado Baja California Sur del periodo que abarca del 1 de enero al 30 de junio del presenta año, se presentan en la figura siguiente:

Gráfico No 3

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


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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.

Desde el arranque del Mercado para el Sistema Interconectado Nacional, se han presentado una serie de enlaces congestionados, los cuales van desde 10 horas hasta las 258 horas de congestionamiento. Para el periodo que comprende desde el 29 de enero al 30 de junio de 2016, el enlace con mayor número de horas de congestión es el Sonora Norte – Sonora Sur (4–3 SONORA NTE – SUR), el cual presentó 5.93 % de horas congestionado de un total de 4344 horas comprendidas en el periodo desde el 1 de enero hasta el 30 de junio del presente año, con un costo marginal promedio de 121 $/MWh, caso contrario se presenta en el enlace Culiacán Potencia la Higuera (4-10 SCP-HGA), el cual solo presenta congestión un 0.23 % de tiempo, con un costo marginal promedio asociado de 1,190 $/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

Gráfico No 1

MERCADO DE TIEMPO REAL

Durante el primer semestre del 2017, el Mercado en Tiempo Real (MTR) se mantuvo en un proceso de pruebas y sintonización para el Sistema Interconectado Nacional.

En el Sistema Interconectado de Baja California se tiene implementado los cálculos del proceso de Asignación de Unidades de Tiempo Real (AUTR), cálculo del proceso de Despacho Económico con Restricciones de Seguridad Multi-Intervalo (DERS-MI) y cálculo del proceso de Despacho Económico con Restricciones de Seguridad Multi-Intervalo (DERS-I).

El proceso AUTR tiene como función principal dosificar la asignación de unidades que previamente fue realizada en los procesos MDA o AUGC, en los cuales la asignación se realizó considerando intervalos horarios, para que la asignación de unidades quede establecida en términos de intervalos quince minutales. Este modelo se ejecuta una vez cada hora con un horizonte de tiempo de 8 intervalos quince-minutales (dos horas) en adelanto. El AUTR también reasigna unidades en función de los resultados del pronóstico intra-horario para la demanda y la generación intermitente, así como ante problemas de sobrecarga en enlaces interregionales o indisponibilidad de generación.


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El proceso DERS-MI tiene como objetivo determinar los puntos base económica de las Unidades de Central Eléctrica que estén operando en el modo manual, asignar los servicios de reservas y calcular los Precios Marginales Locales y los Precios de los Servicios de Reservas. Este modelo se ejecuta cada quince minutos con un horizonte de cuatro intervalos quince-minutales (una hora) en adelanto.

El proceso DERS-I tiene como objetivo determinar los puntos base económicos de las Unidades de Central Eléctrica que cuentan con infraestructura de Control Automático de Generación (CAG) y que formen parte del conjunto de Unidades que operan en regulación secundaria, así como sus factores de participación. Este modelo se ejecuta cada cinco minutos para las condiciones operativas vigentes de la última solución disponible del estimador de estado y en forma coordinada con la solución quince-minutal del modelo.

En este semestre se implementaron 15 mesas de trabajo para la sintonización de las herramientas MTR-RID en interacción CENACE-INEEL las cuales se están llevando a cabo y son:

Ambiente de pruebas MTR CAT‐MEM con las GCR´S

Cargas auxiliares Revisión de Zonas de Reserva

Aplicación OBI para los tres Sistemas (SIN, BCA, BCS)

Verificación de los factores AB

Revisión del modelo EMS Asignación de Unidades

Verificación del pronóstico de la demanda

Revisión de compuertas de flujos

Mapeo del catálogo con el modelo de red

Interacción del RID con el sistema de evaluación de instrucciones de despacho

Catálogo de relatorio Manejo hidráulico

Descripción funcional MTR


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PROCESO DE IMPLEMENTACIÓN Y EJECUCIÓN DEL MERCADO DE TIEMPO REAL “EXPOST”

El 5 de enero de 2017, la SENER publicó en el Diario Oficial de la Federación la “Resolución que autoriza modificaciones adicionales a las fechas que deberá observar el CENACE para diversas disposiciones operativas que regulan el Mercado Eléctrico Mayorista”.

Entre ellas, el inciso (n) previsto para las disposiciones aplicables al Mercado de Energía de Corto Plazo, establece que el CENACE calculará precios “ex-post” para los efectos de las liquidaciones que se realicen en el Mercado de Tiempo Real (MTR).

El día 27 de Enero de 2017, el CENACE dio inicio al cálculo de precios para el Mercado de Tiempo Real (MTR Expost) para los Sistemas Interconectado Nacional (SIN), Baja California (BCA) y Baja California Sur (BCS).

Actualmente se han calculado los Precios Marginales Locales de forma horaria para el Sistema Interconectado Nacional, para un total de 155 días, desde el 27 de enero hasta el 30 de junio del 2017, que registró un promedio de 1,621.41 $/MWh con un máximo 7,734.40 $/MWh aproximadamente, el cual se presentó el día 04 de mayo de 2017.

Los precios para el periodo antes descrito, se muestran en la gráfica siguiente:


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Asimismo, se han calculado los Precios Marginales Locales de forma horaria para el Sistema Baja California, para un total de 155 días, desde el 27 de enero hasta el 30 de junio del 2017, que registró un promedio de 543.88 $/MWh con un máximo 2,813.38 $/MWh aproximadamente, el cual se presentó el día 03 de mayo de 2017. Los precios para el periodo antes descrito, se muestran en la gráfica siguiente:

Finalmente, se han calculado los Precios Marginales Locales de forma horaria para el Sistema Baja California Sur, para un total de 155 días, desde el 27 de enero hasta el 30 de junio del 2017, que registró un promedio de 1,980.68 $/MWh con un máximo 4,854.52 $/MWh aproximadamente, el cual se presentó el día 24 de junio de 2017. Los Precios para el periodo antes descrito, se muestran en la gráfica siguiente:


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RESULTADOS DEL MERCADO PARA EL BALANCE DE POTENCIA 2017

El día 28 de febrero de 2017, el CENACE ejecutó por primera vez el Mercado para el Balance de Potencia, en cumplimiento a las Bases del Mercado y a su respectivo Manual.

El producto incluido en este mercado es la Potencia, la cual tiene como propósito fomentar la instalación de capacidad de generación suficiente para asegurar la operación confiable del SEN. Es así como este sistema opera con confiabilidad y por lo tanto, la capacidad de generación instalada pueda ser igual a la demanda máxima, más un margen de reserva.

La Comisión Reguladora de Energía (CRE), con base en la política de confiabilidad emitida por la Secretaría de Energía, establece los requisitos para que cada Entidad Responsable de Carga (ERC) adquiera una cantidad de Potencia suficiente para cubrir la demanda de los Centros de Carga que representa, más un margen. La compra de Potencia por cada ERC individual asegura que el sistema eléctrico en su totalidad cuente con una capacidad de generación suficiente.

Mediante la compra de Potencia, se genera el ingreso adicional necesario para cubrir los costos fijos de las Centrales Eléctricas. El pago adecuado de estos costos es esencial para atraer nuevas inversiones en capacidad de generación, y para permitir la operación continua de las Centrales Eléctricas ya instaladas.

Adicionalmente, uno de los objetivos de este mercado es facilitar las transacciones de Potencia entre los Participantes del Mercado, a fin de que las ERC cumplan con los requisitos de Potencia establecidos por la CRE y que los generadores, a su vez, puedan vender su Potencia no comprometida en contratos de cobertura eléctrica.

El Mercado para el Balance de Potencia está diseñado para calcular precios que reflejan el valor de la Potencia. Cuando el sistema eléctrico cuenta con menos capacidad de generación que el óptimo, el precio de Potencia aumenta para atraer nuevas inversiones; cuando el sistema eléctrico cuenta con más capacidad de generación que el óptimo, el precio de Potencia baja para evitar inversiones innecesarias. De esta manera, el Mercado de Balance de Potencia fomenta la instalación de la cantidad eficiente de Centrales Eléctricas.

Además, al establecer un precio de Potencia que refleja el valor de la capacidad instalada, se fomenta la competencia y la innovación en el segmento de generación porque el mercado pagará el mismo precio a cada generador que entrega Potencia en una región determinada y se atraen a los generadores que pueden operar con costos más bajos.


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Los precios de la Potencia, resultados de la ejecución de este mercado, muestran una señal para instalar nueva capacidad de generación donde más se necesita, en función de las condiciones de escasez o superávit de la capacidad de generación.

Los Precios de Potencia en cada sistema interconectado para el año de operación 2016 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) 1,207,324.428 47,537,724,820

Sistema Interconectado Baja California (BCA) 2,507,456.354 6,094,262,340

Sistema Interconectado Baja California Sur (BCS) 1,240,145.664 683,549,687

MEDICIONES, LIQUIDACIONES Y RESPONSABILIDAD ESTIMADA AGREGADA

La información que se muestra en el presente apartado permite conocer los resultados obtenidos por la Unidad de Medición 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 2017, continuaron aplicándose los 81 Folios de Liquidación reportados en el segundo semestre del 2016, sin embargo se realizó la primer liquidación del Mercado de Balance de Potencia; adicionalmente se desarrollaron ajustes a los sistemas derivados de actualizaciones en la normatividad y se implementaron sistemas que permitirán ahorrar tiempos de ejecución a los procesos desarrollados en la Unidad de Medición, así como garantizar la consistencia de las mediciones, liquidaciones y REA; a continuación se presentan los avances obtenidos.


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LIQUIDACIÓN DEL MERCADO DE BALANCE DE POTENCIA

De acuerdo con lo dispuesto en las bases del Mercado Eléctrico Mayorista, en los dos primeros meses después del final de cada año se llevará a cabo el Mercado para el Balance de Potencia. La Potencia se refiere a un producto comercial que los Generadores pueden ofrecer para su venta, mediante el cual adquieren la obligación de asegurar la Disponibilidad de Producción Física y ofrecer la energía correspondiente al Mercado de Energía de Corto Plazo. Este mercado opera por cada zona de Potencia definida y de manera individual por cada Sistema Eléctrico Interconectado.

Con el fin de cumplir con las disposiciones oficiales, la Unidad de Medición en coordinación con el Departamento de Balance de Potencia coordinaron reuniones para el diseño de los entregables de la información resultante del balance de Potencia (insumos de la liquidación), así como pruebas en ambientes de entrenamiento para asegurar que la liquidación de los folios correspondientes al mercado para el Balance de Potencia se ejecutara de manera correcta y en tiempo. Los folios utilizados para este concepto son los siguientes:

E2613 - Obligación neta de potencia a los participantes

E2713 - Oferta neta de potencia a los participantes

E4413 - Contribución al pago de potencia en exceso

Al ser un mercado que se liquida de manera ex-post, la liquidación correspondiente al año de operación 2016 se realizó en el día de operación 28/02/2017; a continuación, se resumen los montos liquidados en cada Sistema Interconectado de los folios antes mencionados:

Cuadro 1 “Importes liquidados en el mercado para el Balance de Potencia del año de operación 2016”

Nota: Información considerando la máxima reliquidación disponible al día 23 de agosto de 2017. Montos expresados en pesos mexicanos


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LIQUIDACIÓN PRECIOS DEL MERCADO DE TIEMPO REAL

De conformidad a lo descrito en la “RESOLUCIÓN que autoriza modificaciones adicionales a las fechas que deberá observar el Centro Nacional de Control de Energía para diversas disposiciones operativas que regulan el Mercado Eléctrico Mayorista.” publicado por la Secretaría de Energía en el Diario Oficial de la Federación el día 5 de enero 2017, en el cual menciona en la sección de MERCADO DE ENERGÍA DE CORTO PLAZO inciso (n):

“Para la liquidación del Mercado de Tiempo Real se podrán utilizar los precios calculados en el Mercado del Día en Adelanto por un año a partir del primer Día de Operación del Mercado Eléctrico Mayorista.”

Por lo anterior la Unidad de Medición implementó los ajustes a los sistemas de liquidaciones y de validaciones con el fin de contemplar para la liquidación del Mercado de Tiempo Real (MTR) los precios calculados en un procedimiento Expost, los cuales comenzaron a contemplarse a partir del día de operación 27 de enero de 2017. A continuación, se muestra un gráfico comparativo del promedio de los Precios Marginales Locales (Nodales y Zonales) del MDA y del MTR para el primer semestre del 2017.

Cuadro 2 “Promedio histórico de Precios Marginales Locales (Zonales y Nodales) 2017”

Nota: Información considerando la máxima reliquidación disponible al día 23 de agosto de 2017. Montos expresados en pesos mexicanos

Como se observa en el cuadro 2 los precios del MTR son en promedio más altos que los del

MDA.


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IMPLEMENTACIÓN DE RELIQUIDACIONES POR CONTROVERSIAS

De acuerdo con lo establecido en el numeral 19.3.2 de las Bases del Mercado Eléctrico, podrán substanciarse y resolverse las controversias que surjan entre los Participantes de Mercado, los Integrantes de la Industria Eléctrica y el CENACE conforme a los mecanismos previstos en el Manual de Solución de Controversias.

Una vez desahogados los procedimientos conducentes de controversias, el CENACE envía como parte del Estado de Cuenta Diario a los Participantes de Mercado e Integrantes de la Industria según corresponda, una sección especial que contiene Folios Únicos de Liquidación (FUL) nuevos que están estructurados de tal forma que se pueda identificar de forma inmediata el FUL que les dio origen y el número de revisión realizado al folio en cuestión. Por lo anterior la Unidad de Medición trabajó en conjunto con el área de Tecnologías de la Información del CENACE en la definición, implementación y puesta en productivo de los sistemas correspondientes, con lo cual se garantizará que en caso de que algún Participante de Mercado presente alguna controversia y esta proceda, se cuenten con los mecanismos que permitan realizar los ajustes necesarios a las cantidades cobradas o pagadas y estas se incluyan en los Estados de Cuenta Diarios.

Imagen “Sistema Integral de Gestión de Garantías, Estados de Cuenta y Facturación (SIGGEF)”

A través del SIGGEF el operador de la liquidación podrá incluir de forma automática la liquidación por controversia en el Estado de Cuenta Diario correspondiente.


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FOCALIZACIÓN DE PÉRDIDAS TÉCNICAS Y NO TÉCNICAS

El pasado 5 de abril de 2017 a través del oficio número SE/CGME/27979/2017 la Comisión Reguladora de Energía (CRE) da a conocer al CENACE los criterios para la asignación de pérdidas reconocidas en las redes de Distribución a las Entidades Responsables de Carga5 las cuales se deberán realizar de forma focalizada, es decir, en función del consumo de los Centros de Carga en cada División de Distribución que estén conectados a niveles de tensión menores a 69 kV. Con el fin de atender la instrucción de la CRE se establecieron 2 etapas de trabajo, en la primera (que abarcó el primer semestre del 2017) se realizaron los ajustes a los sistemas de Liquidaciones con el fin de contemplar los niveles de tensión validados por los Participantes de Mercado para cada una de sus cargas. El desarrollo de la etapa 2 concluirá en el segundo semestre del año 2017, el cual contempla la implementación de cargas agregadas por nivel de tensión en cada Zona de Carga.

SISTEMA DE VALIDACIÓN DE LIQUIDACIONES

En el proceso de liquidaciones se determinan a diario los importes que serán abonados o cobrados por el CENACE a los Participantes del Mercado y a los Integrantes de la Industria Eléctrica para los diferentes tipos de cargos o pagos incluidos en el Mercado del Día en Adelanto, en el Mercado de Tiempo Real, en el Mercado para el Balance de Potencia, en el Mercado de Certificados de Energías Limpias así como en los servicios regulados por la CRE y otros cargos, costos, ingresos y créditos establecidos en las Bases del Mercado Eléctrico, por lo anterior con el fin de garantizar el correcto funcionamiento financiero del mercado la Unidad de Medición estableció validaciones con el fin de garantizar que los insumos y los resultados de las liquidaciones son consistentes y se llevan a cabo de acuerdo a la formulación descrita en el Anteproyecto del Manual de Liquidaciones así como a las diversas disposiciones operativas que regulan el MEM.

5 Anteriormente los sistemas de mediciones, liquidaciones y el catálogo del mercado contemplaban la asignación de las pérdidas técnicas y no técnicas reconocidas en las Redes Generales de Distribución en función a lo establecido en la Base 8.4.1 inciso j), subinciso i), ii) y iii) de las Bases del Mercado Eléctrico.


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Dichas validaciones se llevan a cabo a través de un sistema desarrollado de forma interna en la Unidad, con el cual se valida la consistencia de la información utilizada para las liquidaciones, con este procedimiento se pretende detectar errores o inconsistencia de los insumos y tomar acciones preventivas antes del cálculo de la liquidación.

Una vez se haya validado la información de entrada para la liquidación se procede a realizar el cálculo de la liquidación y reliquidaciones, los resultados de igual forma son validados.


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SISTEMA INTERNO PARA SEGUIMIENTO DE ACLARACIONES

El proceso de reliquidaciones se realizará por ajustes derivados de observaciones que realicen los Participantes de Mercado, así como las revisiones periódicas que realicen las áreas del CENACE encargadas de proveer insumos al proceso de liquidaciones, por lo anterior la Unidad de Medición diseñó e implementó con ayuda del área de Tecnologías de la Información del CENALTE, una herramienta que permitirá dar seguimiento a las correcciones que se requieran realizar en las reliquidaciones.

Esta herramienta permitirá dar seguimiento a las solicitudes internas (área del CENACE) o externas (Participantes de Mercado o Integrante de la Industria Eléctrica) desde su ingreso hasta su corrección, a continuación, se muestra un diagrama de flujo de la lógica del sistema.

Es importante resaltar que esta herramienta es de uso interno de la Unidad de Medición y el acceso estará restringido al personal involucrado en la generación de insumos requeridos para la liquidación (Gerencias Regionales de Control, Departamentos de Mediciones, de Liquidaciones, de Conciliaciones, entre otros) a través de usuarios y contraseñas personalizadas.


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SISTEMA MEDICIÓN

Uno de los insumos para el proceso de liquidaciones del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) es la medición para liquidaciones de la energía entregada a las Redes Nacionales de Transmisión (RNT) y Redes Generales de Distribución (RGD) por las Centrales Eléctricas y el consumo de los Centros de Carga en los puntos de entrega recepción en la red del MEM.

El proceso de medición valida los datos enviados por los responsables de medición y estima la información faltante. Las mediciones son entregadas en los tiempos requeridos por los ciclos de liquidación.

Los objetivos sobre los cuales se trabajó durante el periodo enero-junio son:

1. Continuar con las mejoras a la estimación de datos de medición. 2. Desarrollo del Manual de Medición para Liquidaciones, en conjunto con la SENER, la CRE,

CFE Transmisión y CFE Distribución, con el objetivo de su publicación en el Diario Oficial de la Federación.

3. Seguimiento al proyecto de inversión de CFE Transmisión, para la instalación de Sistemas de Medición en los puntos de entrega de energía de la RNT a las RGD.

4. Desarrollo del Manual de criterios para el despacho y la desagregación de energía para las Unidades de Propiedad Conjunta en el Mercado Eléctrico Mayorista, en conjunto con la SENER, con el objetivo de su publicación en el Diario Oficial de la Federación.


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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) Ha realizado reuniones con CFE Transmisión, CFE Distribución y CFE Generación, para la gestión de la transferencia de la administración de los Sistemas de Medición en las Centrales Eléctricas Legadas

b) Continúa en pruebas el módulo de equipos de medición para el Mercado Eléctrico Mayorista en el “Sistema de Administración Para Puesta en Servicio de Equipo Eléctrico” (SAPPSEE), el cual permitirá la administración de los inventarios del equipo eléctrico con calidad para liquidaciones del Mercado Eléctrico Mayorista. Este sistema tiene características y funcionalidades que atienden diversas actividades.

En la siguiente tabla se muestra las acciones de mejora para la administración del inventario de medidores para el Mercado Eléctrico Mayorista.

Proyecto Funcionalidad del SAPPSEE

Desarrollar una interface con el fin de que los participantes del mercado puedan registrar los datos del sistema de medición de forma remota.

El responsable del sistema de medición (Transportista y/o Distribuidores) registrará los medidores y sus características a través de una interface que implemente la seguridad del acceso.

Desarrollar un plan de respaldo de la información a fin de garantizar la seguridad e integridad de la misma.

Residirá en un servidor de alta disponibilidad y servicio de administración de Base de Datos basado en servicio (DBasS), con lo que se busca garantizar la seguridad, integridad y disponibilidad de la información.

Elaborar y difundir material didáctico respecto al uso y funcionamiento del sistema, así como desarrollar un

Como parte de los entregables del sistema, el personal experto del SAPPSEE brindará la capacitación a los


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programa de capacitación para el personal que operará el sistema de control de equipos de medición.

usuarios y entregará el material didáctico pertinente.

Asimismo, el Manual de utilización del software está en elaboración.

Conforme a las facultades del personal en cuestión, el CENACE pondrá a la disposición de los interesados la documentación antes mencionada.

Establecer mecanismos de control para la realización de cualquier modificación de datos del sistema, tales como altos y bajos de equipos de medición, mantenimientos, altas, bajas y/o modificaciones de usuarios, alertas de vencimiento de certificaciones entre otros.

Tiene los mecanismos de control de modificación de datos, alta, baja, y cambios de usuarios, equipos de medición, registros de mantenimientos, verificaciones, etc.

MEJORAS A LA ESTIMACIÓN DE DATOS DE MEDICIÓN Y CALIDAD DE MEDICIÓN

El CENACE en coordinación con los responsables del envío de la medición, han desarrollado las actividades descritas a continuación, con la finalidad de disminuir el uso de estimaciones y mejorar la calidad de la información que el CENACE recibe en sus bases de datos:

Se establecieron algoritmos de estimación de la Carga por Zona de Carga en tensión menor a 220 kV que son base para el cálculo del consumo de los Centros de Carga de Suministro Básico y pérdidas en las Redes Generales de Distribución aprobadas por la CRE. Estos algoritmos han sido formalizados entre el Transportista, Distribuidor y Generador responsables de la medición con el CENACE.

El CENACE realizó reuniones con los responsables de medición de CFE Transmisión y CFE Distribución, para impulsar la trasferencia de administración de los Sistemas de Medición de las Centrales Eléctricas Legadas, representadas en el Mercado Eléctrico Mayorista por las Empresas Subsidiarias Productivas de Generación, con el objetivo de dar mayor transparencia a la entrega de datos de medición.


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Se concluyó el censo de requerimientos de Sistemas de Medición en los puntos de entrega de energía de la RNT a las RGD en las 108 Zonas de Carga definidas en el Mercado Eléctrico Mayorista.

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

Se concluyó la formalización de los algoritmos de cálculo para el consumo de energía de Servicios Propios de las Centrales Eléctricas Legadas

El CENACE continúa dando seguimiento al “Proyecto de Modernización de los Sistemas de Medición para Liquidación en el Mercado Eléctrico Mayorista” cuyo producto final sea la autorización del presupuesto para los años 2018, 2019 y 2020.

Para dar cumplimiento a los cambios en la regulación del Mercado Eléctrico Mayorista, CENACE ha:

Modificado los algoritmos de asignación de pérdidas técnicas y pérdidas no técnicas ocurridas en las redes que no corresponden al Mercado Eléctrico Mayorista, para cambiar los criterios de asignación con base al nivel de tensión en el que se encuentre los Centros de Carga, sin considerar si es una Carga Directamente Modelada o Indirectamente Modelada, de acuerdo con las instrucciones emitidas por la CRE a través del oficio número SE/CGME/27979/2017 con fecha de 05 de abril de 2017.

Desarrollado los procedimientos de segregación para las Unidades de Propiedad Conjunta (UPC) dinámicamente programables, con base en los criterios establecidos por la Opinión de la SENER.

Iniciado la segregación y liquidación de la energía en las Unidades de Propiedad Conjunta dinámicamente programables, con base en los procedimientos establecidos.

RESPONSABILIDAD ESTIMADA AGREGADA

El pasado 03 de abril de 2017, se comenzó a publicar en el Sistema de Información de Mercado, el cálculo de la Responsabilidad Estimada Agregada para dar cumplimiento con lo dispuesto en el inciso a) del Apartado “GARANTÍAS DE CUMPLIMIENTO” del oficio 315.199/2016 publicado en el Diario Oficial de la Federación el 05 de enero de 2017, mediante el cual se autorizan modificaciones adicionales a las fechas que el CENACE debe observar para diversas disposiciones operativas del MEM, incluyendo el Manual de Garantías de Cumplimiento.


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Específicamente, en el presente apartado se exponen los hitos correspondientes a la implementación del Cálculo de la Responsabilidad Estimada Agregada (REA). La REA actualmente se está calculando con un módulo desarrollado en forma coordinada entre personal adscrito a la Unidad de Medición y personal de la Dirección de Tecnologías de la Información y Comunicaciones, dicho módulo se aloja en el Sistema Integral de Gestión de Garantías, Estados de Cuenta y Facturación al cual se accede mediante la siguiente liga:

http://ticapl02.cenace.com/SIGGEFEC/Home/Index

En dicho sistema es posible monitorear los Pasivos Conocidos (PC), los Pasivos Potenciales Estimados (PPE), el Monto Garantizado de Pago (MGP), la Responsabilidad Estimada Agregada, el porcentaje entre el MGP y la REA de todos los Participantes del Mercado (PM), así como la captura de Garantías de Cumplimiento (Cartas de Crédito) para conformar el MGP de los PM.

Con los resultados obtenidos en esta plataforma, de forma simultánea, los Participantes del Mercado a través del SIM ya pueden visualizar la estimación de sus PC, PPE, REA, MGP, el porcentaje entre su MGP y su REA, así como el detalle de sus PC, tal y como se observa en la figura siguiente:


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Ahora bien, con el propósito de verificar que los cálculos se determinan conforme lo dispuesto por el Manual de Prácticas de Mercado correspondiente, se desarrollaron las siguientes validaciones:

Cargos Potenciales por Servicio Regulado de Transmisión. Cargos Potenciales por Servicio Regulado de Distribución. Cargos Potenciales por Servicio de Operación del Sistema y del MEM. Cargos Potenciales del Mercado de Corto Plazo para Generadores. Cargos Potenciales del Mercado de Corto Plazo para Transacciones

Bilaterales Financieras en carácter de emisor. Cargos Potenciales del Mercado de Corto Plazo para Transacciones

Bilaterales Financieras en carácter de adquiriente. Cargos Potenciales del Mercado de Corto Plazo para Entidades

Responsables de Carga.

En conclusión, el CENACE ha logrado instrumentar los mecanismos correspondientes para dar cumplimiento dentro de los plazos destinados para tal efecto a diversos requerimientos de carácter operativo, los cuales son fundamentales para la correcta ejecución de los procesos de liquidación, medición y cálculo de la Responsabilidad Estimada Agregada.


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SITUACIÓN GENERAL DEL MEM AL 30 DE JUNIO DE 2017

El primer semestre del año 2017 incluyó 182 días de operación en los cuales se emitieron 102,281 Estados de Cuenta Diarios.

Cabe resaltar que en el mismo periodo del año anterior existían registrados y realizando operaciones en el MEM 5 Participantes de Mercado (3 Generadores, 1 Suministrador de Servicios Básicos y un Generador de Intermediación) y 3 Integrantes de la Industria Eléctrica (Transportista, Fondo de Servicio Universal Eléctrico y CENACE), sin embargo a la actualidad existen registrados y operando 20 Participantes de Mercado (16 Generadores, 1 Suministrador de Servicios Básicos, 3 Suministradores de Servicios Calificados y 1 Generador de Intermediación y 4 Integrantes de la Industria Eléctrica (Transportista, Distribuidor, Fondo de Servicio Universal Eléctrico y CENACE).

En cuanto a los montos, se transaccionaron un total de $615, 587, 803,174.15 pesos mexicanos (sumatoria cargos y pagos), es decir existió un incremento del 79% respecto a los montos transaccionados en el mismo periodo del año anterior, esto se explica debido a dos situaciones la primera es que la operación del Mercado Eléctrico Mayorista inició el 27 de enero de 2016, es decir, no se contabiliza prácticamente un mes de operación del 2016, por otro lado, existen conceptos que comenzaron con su liquidación meses posteriores al inicio del mercado y actualmente ya operan con regularidad.

En comparación a las cifras reportadas en el primer semestre de 2016, se observa que la recaudación por tarifas del CENACE, Transportista y Distribución se incrementó en un 33%, 31% y 28% respectivamente, mientras que el concepto de Energía representó un incremento de más del 100% con respecto al mismo periodo del año anterior.


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Cuadro 3 “Importe de cargos y pagos liquidados

en el primer semestre de 2017”6

Nota: Información considerando la máxima reliquidación disponible al día 23 de agosto de 2017.

Montos expresados en pesos mexicanos

Del total de las transacciones que se realizaron en el primer semestre del 2017, en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) se llevaron a cabo el 96.54%, en el Sistema Baja California (BCA) el 2.5% y en BCS el 0.96%. En comparación al semestre anterior se observa un crecimiento en las transacciones efectuadas en el SIN, BCS y BCA por 59%, 32% y -7%, respectivamente.

Cuadro 4 “Importe de cargos y pagos liquidados

por Sistema 1er semestre 2017”

Nota: Información considerando la máxima reliquidación disponible al día 23 de agosto

de 2017. Montos expresados en pesos mexicanos

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

Información extraída de la Base de Datos de Liquidaciones considerando la máxima reliquidación disponible al día 23/08/2017


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Las liquidaciones del Mercado Eléctrico Mayorista del 1er semestre del año 2017 se dividen de la siguiente manera de acuerdo con la modalidad de participación en el mercado y por Participante de Mercado:

Cuadro 5 “Cargos y pagos liquidados por modalidad

y Participante 1er semestre 2017”

PARTICIPANTE CARGO PAGO

SUMINISTRO BÁSICO 255,236,048,114.21$ 10,608,817,369.20$

CFE CALIFICADO 1,226,276,544.30$ 800,046,203.14$

SUMEX 7,154,148.96$ 776,645.12$

IBERDROLA CLIENTES 7,101,022.75$ 47,302.74$

TOTAL SUMINISTRADORES 256,476,579,830.22$ 11,409,687,520.20$

CFE GENERACION 1,298,680,107.90$ 18,846,755,892.63$

GENERADOR DE INTERMEDIACION 37,205,002,070.91$ 38,578,594,801.28$

FENIX 46,204,255.10$ 546,451,430.54$

FISTERRA 213,233,851.08$ 2,176,602,572.51$

EVM ENERGIA 22,987,227.04$ 459,256,214.23$

GPG ENERGIA MEXICO 15,300,881.43$ 125,266,006.26$

IBERDROLA GENERACIÓN 2,848,660.90$ 25,598,290.96$

CFE SUBSIDIARIA I 1,736,906,247.90$ 20,473,247,406.03$

CFE SUBSIDIARIA II 1,405,394,679.20$ 19,521,956,040.68$

CFE SUBSIDIARIA III 1,647,454,965.74$ 22,978,910,498.09$

CFE SUBSIDIARIA IV 932,316,085.29$ 21,330,587,008.89$

CFE SUBSIDIARIA V 5,192,423,629.13$ 44,809,804,984.35$

CFE SUBSIDIARIA VI 1,576,628,743.93$ 18,467,457,582.78$

GRUPO MITSUI 13,562,168.00$ 65,959,044.22$

INTERGEN 8,273,585.33$ 90,535,136.94$

GRUPO ELAN 44,855.18$ 850,315.54$

TOTAL GERADORES 51,317,262,014.06$ 208,497,833,225.93$

CFE DISTRIBUCIÓN ‐$ 55,732,559,568.89$

FSUE 58,725.61$ 2,604,797,958.79$

CFE TRANSMISIÓN ‐$ 28,227,191,821.15$

CENACE ‐$ 1,321,832,509.30$

TOTAL INTEGRANTES DE LA IND. 58,725.61$ 87,886,381,858.13$

TOTAL GENERAL 307,793,900,569.89$ 307,793,902,604.26$

SUMINISTRADORES

GENERADORES

INTEGRANTES DE LA INDUSTRIA

Nota: Información considerando la máxima reliquidación disponible al día 23 de agosto de 2017. Montos

expresados en pesos mexicanos


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También resulta de interés presentar las cantidades de energía comercializadas en el mercado de corto plazo. En el cuadro 6 es posible identificar que durante los 6 meses transcurridos entre enero y junio de 2017 se inyectaron 148, 693,396 MWh, mientras que fueron retirados 141,604,025 MWh.

Del total inyectado, el 99.69% corresponde a la energía proveída por las Unidades de Central Eléctrica, representadas por los participantes de mercado registrados bajo la modalidad de Generador, mientras que el 0.48% corresponde a las actividades de importación por los diferentes enlaces con sistemas eléctricos externos.

Del total de la energía inyectada en el periodo, el 95.10% se realizó en el SIN, el 0.04% en BCA y el 0.73% restante en BSC.

Por último, se observa que en el periodo de referencia la empresa Subsidiaria CFE Generación V representa el 23.45% del total de la inyección en todo el sistema eléctrico, seguida por el Generador de Intermediación con el 14.74%.

En lo que respecta al consumo de energía, en el cuadro 7 se observa que existió un consumo de 141, 604,025 MWh en todo el Sistema Eléctrico Nacional, el 93.19% corresponde a consumo de cargas indirectamente modeladas, el 6.37% corresponde al consumo de las cargas directamente modeladas y 0.43% restante a la energía exportada por los enlaces con sistemas eléctricos externos. Para finalizar se observa que en el periodo de referencia la empresa CFE Suministro Básico representa el 86.85% de los retiros totales en todo el sistema eléctrico, seguida por el Generador de Intermediación y CFE Suministro Calificado con 12.55% y 0.29% respectivamente.


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Cuadro 6

“Energía inyectada en cada Sistema Interconectado en el primer semestre 2017 (cantidades en MWh)”

Sistema/Participante Generación MWh Importación MWh Inyección Total MWh

BCA 6,114,434.87 90,045.13 6,204,480.00

SUBSIDIARIA CFE GENERACION V 1,839,077.25 ‐ 1,839,077.25

SUBSIDIARIA CFE GENERACION VI 1,409,524.73 ‐ 1,409,524.73

SUBSIDIARIA CFE GENERACION III 1,322,372.63 ‐ 1,322,372.63

CFE GENERACIÓN 887,508.32 ‐ 887,508.32

GENERADOR DE INTERMEDIACION 322,402.42 89,025.13 411,427.56

INTERGEN 147,690.97 ‐ 147,690.97

SUBSIDIARIA CFE GENERACION IV 138,135.30 ‐ 138,135.30

IBERDROLA GENERACION 47,723.26 ‐ 47,723.26

CFE SUMINISTRO CALIFICADO ‐ 1,020.00 1,020.00

BCS 1,079,027.28 ‐ 1,079,027.28

SUBSIDIARIA CFE GENERACION I 496,032.46 ‐ 496,032.46

SUBSIDIARIA CFE GENERACION II 224,780.23 ‐ 224,780.23

CFE GENERACIÓN 159,684.78 ‐ 159,684.78

SUBSIDIARIA CFE GENERACION IV 150,345.40 ‐ 150,345.40

GENERADOR DE INTERMEDIACION 34,136.54 ‐ 34,136.54

SUBSIDIARIA CFE GENERACION III 14,047.88 ‐ 14,047.88

SIN 141,051,589.46 358,299.14 141,409,888.60

SUBSIDIARIA CFE GENERACION V 33,035,470.67 ‐ 33,035,470.67

GENERADOR DE INTERMEDIACION 21,461,683.70 8,047.00 21,469,730.70

CFE GENERACIÓN 17,488,524.59 ‐ 17,488,524.59

SUBSIDIARIA CFE GENERACION III 15,356,056.82 ‐ 15,356,056.82

SUBSIDIARIA CFE GENERACION II 13,467,077.77 ‐ 13,467,077.77

SUBSIDIARIA CFE GENERACION IV 13,435,991.79 ‐ 13,435,991.79

SUBSIDIARIA CFE GENERACION I 12,720,635.41 ‐ 12,720,635.41

SUBSIDIARIA CFE GENERACION VI 11,515,890.51 ‐ 11,515,890.51

FISTERRA 1,779,777.11 174,521.59 1,954,298.70

GENERADORA FENIX 370,684.72 ‐ 370,684.72

EVM ENERGIA 300,449.00 ‐ 300,449.00

CFE SUMINISTRO CALIFICADO ‐ 175,730.55 175,730.55

GPG ENERGÍA MÉXICO 78,601.10 ‐ 78,601.10

MITSUI 40,302.44 ‐ 40,302.44

GRUPO ELAN 443.82 ‐ 443.82

TOTAL 148,245,051.61 448,344.27 148,693,395.88 Nota: Información considerando la máxima reliquidación disponible al día 23 de agosto de 2017


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Cuadro 7 “Energía retirada en cada sistema interconectado

en el primer semestre 2017 (cantidades en MWh)”

Sistema/Participante CONSUMO CIM MWh CONSUMO CDM MWh EXPORTACION MWh Total Retiro MWHh

BCA 5,746,258.10 325,515.28 4,318.00 6,076,091.37

CFE GENERACIÓN ‐ 3,932.50 280.00 4,212.50

CFE SUM BASICO 5,421,067.72 233,772.22 ‐ 5,654,839.94

CFE SUMINISTRO CALIFICADO ‐ ‐ 4,038.00 4,038.00

GENERADOR DE INTERMEDIACIÓN 318,135.23 72,072.57 ‐ 390,207.80

IBERDROLA CLIENTES 7,055.15 ‐ ‐ 7,055.15

SUBSIDIARIA CFE GENERACION III ‐ 10,271.20 ‐ 10,271.20

SUBSIDIARIA CFE GENERACION IV ‐ 1,306.06 ‐ 1,306.06

SUBSIDIARIA CFE GENERACION V ‐ 225.24 ‐ 225.24

SUBSIDIARIA CFE GENERACION VI ‐ 3,935.50 ‐ 3,935.50

BCS 1,028,373.28 14,183.16 ‐ 1,042,556.45

CFE GENERACIÓN ‐ 3,007.44 ‐ 3,007.44

CFE SUM BASICO 1,028,373.28 ‐ ‐ 1,028,373.28

SUBSIDIARIA CFE GENERACION I ‐ 891.98 ‐ 891.98

SUBSIDIARIA CFE GENERACION II ‐ 2,578.70 ‐ 2,578.70



SIN 125,191,532.55 8,684,071.64 609,772.87 134,485,377.06

CFE GENERACIÓN ‐ 81,409.76 ‐ 81,409.76

CFE SUM BASICO 113,878,941.32 2,426,406.32 ‐ 116,305,347.64

CFE SUMINISTRO CALIFICADO 224,251.58 18,102.22 169,074.87 411,428.66

EVM ENERGIA ‐ 435.44 ‐ 435.44

FENIX ‐ 96.53 ‐ 96.53

FISTERRA ‐ 251.51 855.00 1,106.51

GENERADOR DE INTERMEDIACIÓN 11,086,625.76 5,858,395.23 439,843.00 17,384,863.99

GRUPO ELAN ‐ 0.15 ‐ 0.15

SUBSIDIARIA CFE GENERACION I ‐ 49,987.98 ‐ 49,987.98

SUBSIDIARIA CFE GENERACION II ‐ 100,894.10 ‐ 100,894.10



SUBSIDIARIA CFE GENERACION V ‐ 9,266.09 ‐ 9,266.09

SUBSIDIARIA CFE GENERACION VI ‐ 51,572.23 ‐ 51,572.23

SUMEX 1,713.89 2,054.19 ‐ 3,768.08

Total general 131,966,163.93 9,023,770.08 614,090.87 141,604,024.88 CDM= Cargas Directamente Modeladas CIM= Cargas Indirectamente Modeladas UCE=Unidades de Central Eléctrica


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En el cuadro 8, se observa el Monto Garantizado de Pago de los Participantes de Mercado que presentaron sus Garantías ante CENACE al 30 de junio de 2017.

Cuadro 8 “Montos Garantizado de Pago por PM en el primer semestre 2017

(cantidades en miles de pesos)”

El cuadro 9 presenta la proporción de Bancos Emisores que respaldan las Cartas de Crédito que integran el Monto Garantizado de Pago al 30 de junio de 2017.

Cuadro 9 “Representación de Bancos Emisores de Cartas de Crédito para Garantías de Cumplimiento

en el primer semestre 2017”


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

ESPECIALIZADOS EN 2017.

El 2 de marzo de 2016, mediante acuerdo No. CA-014/2016-09, de la misma fecha, con fundamento en el artículo Décimo Tercero, fracción XI, del Decreto por el que se crea el CENACE y en la Base 1.5.7 inciso a de las Bases del Mercado Eléctrico, el Consejo de Administración aprobó la creación de los Comités Consultivos de Análisis de las Reglas del Mercado, especializados en:

i. Centrales Externas Legadas y Contratos de Interconexión Legados; ii. Mercado Eléctrico Mayorista; iii. Operación del Sistema Eléctrico Nacional; y iv. Planeación de la Expansión de la Red.

Los cuales atenderán solicitudes de modificación que sean materia de las Reglas del Mercado vigentes e instruyó al Director General llevar a cabo las gestiones necesarias a efecto de integrar dichos comités en términos de la Base 1.5.7, de las Bases del Mercado Eléctrico.

A partir del citado Acuerdo del Consejo de Administración, se llevaron a cabo diversas reuniones con la Secretaría de Energía y con la Comisión Reguladora de Energía, para desarrollar el Manual que permitiera integrar los Comités Consultivos de Análisis de las Reglas del Mercado, así como una serie de flujos detallados para su funcionamiento y el seguimiento de sus determinaciones.

Al cierre del presente Informe, se cuenta con un Anteproyecto de Manual para el Desarrollo de las Reglas del Mercado, el cual se encuentra en proceso de revisión por la Secretaría de Energía y la Comisión Reguladora de Energía.

Una vez que se llegue a la versión que la Secretaría de Energía considere procedente, ésta lo presentará ante la Comisión Federal de Mejora Regulatoria dicho Anteproyecto para llevar a cabo la consulta pública. Una vez que el Manual se publique en el Diario Oficial de la Federación, el CENACE iniciará las acciones tendientes a la integración de los Comités Consultivos de Análisis de las Reglas del Mercado.


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

COMITÉ DE ADQUISICIONES, ARRENDAMIENTOS Y SERVICIOS

Reuniones Ordinarias del periodo Enero – junio 2017

No. Reunión

Fecha Asunto

1a. Ord. 31/01/2017

Presentación de actas. • Presentación de las actas de la 10ª Reunión Ordinaria y 5ª Reunión Extraordinaria 2016, debidamente firmadas. • Lectura y aprobación, en su caso, del acta de la 6ª Reunión Extraordinaria 2016.

Presentación del Cuarto Informe Trimestral 2016 de contrataciones realizadas por las Unidades Administrativas, Gerencias del Centro Nacional y las de Control Regional.

Se presenta para su determinación y aprobación los rangos de los montos máximos de contratación, conforme al Presupuesto Anual de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios autorizado para el Centro Nacional de Control de Energía para el ejercicio 2017.

Se presenta para su revisión el Programa Anual de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios 2017.

Se presenta el Informe Anual de Actividades del Subcomité de Revisión de Convocatorias correspondiente al año 2016.

2a. Ord. 27/02/2017

Se presenta para conocimiento del Comité el Manual de Integración y Funcionamiento del Comité de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Centro Nacional de Control de Energía, dictaminado en definitiva por la Secretaría de la Función Pública a través del Sistema de Administración de Normas Internas de la Administración Pública Federal (SANI‐APF).

3a. Ord. 30/03/2017 Cancelada

4a. Ord. 28/04/2017

Presentación de actas. • Presentación del acta de la 6ª Reunión Extraordinaria 2016, debidamente firmada. • Lectura y aprobación, en su caso, de las actas de la 12ª Reunión Ordinaria 2016, 1ª Reunión Ordinaria y 2ª Reunión Ordinaria 2017.

Aprobación del Manual de Integración y Funcionamiento del Comité de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Centro Nacional de Control de Energía.

Presentación del Primer Informe Trimestral 2017 de contrataciones realizadas por las Unidades Administrativas, Gerencias del Centro Nacional y las de Control Regional

5ª. Ord. 25/05/2017 Cancelada

6ª. Ord. 27/06/2017 Cancelada


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Reuniones Extraordinarias del periodo Enero – junio 2017

No. Reunión

Fecha Asunto

1ª. Extraord.

08/02/2017

Solicitud sobre la procedencia de no celebrar licitación pública por encontrarse en el supuesto de excepción previsto en el artículo 41, fracción III de la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y realizar a través del procedimiento de adjudicación directa, la contratación del “Servicio Integral de Reservación, Expedición y Entrega de Pasajes Aéreos con Agencias de Viajes”.

2ª. Extraord.

05/06/2017

Solicitud sobre la procedencia de no celebrar licitación pública por encontrarse en el supuesto de excepción previsto en el artículo 41, fracción III de la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y realizar a través del procedimiento de adjudicación directa, la contratación de los "Servicios Administrados de Equipo Informático de “El CENACE”.

COMITÉ DE CONTROL Y DESEMPEÑO INSTITUCIONAL (COCODI)

El Comité de Control y Desempeñó Institucional celebró la primera y segunda sesiones ordinarias el 24 de febrero y 11 de mayo de 2017, 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; actualmente se continúa con la ejecución de las facultades y atribuciones establecidas en los artículos 64 y 65 de la LFTAIP, obteniendo como resultado los siguientes:

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


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Del 01 de enero al 30 de junio del 2017, se recibieron un total de 174 solicitudes de acceso

a la información pública. De las 174 solicitudes recibidas se dio respuesta a un total de 158 solicitudes, hasta el 30

de junio del 2017, en donde el Comité de Transparencia se reunió en 31 sesiones ordinarias7. Las restantes 16 solicitudes continuaron su proceso normal de atención.

De manera paralela al tema de atención a solicitudes de acceso a la información, se realizaron 4 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 (13/01/2017) Plan General para la Transparencia, Acceso a la Información y Protección de Datos

Personales en el CENACE 2017. Programa de Capacitación en materia de Transparencia, Acceso a la Información y

Protección de Datos Personales para el CENACE 2017. Informe sobre el avance en la carga de la información del CENACE en la Plataforma

Nacional de Transparencia (PNT). Valoración por parte del Órgano Interno de Control, la Dirección de Administración y

Finanzas, a través de la Unidad de Recursos Humanos y la Unidad de Transparencia, para determinar si es factible acotar la actualización de los formatos de protección de datos personales, con todos los trabajadores del CENACE, a partir de la aprobación de los formatos de protección de datos personales.

Informe relacionado con el alta de los Sistemas de Datos Personales del CENACE, en el sistema “PERSONA” administrado por el INAI.

Guía de Operación de la Oficialía de Partes del CENACE. Programa de Trabajo para la implementación de la Oficialía de Partes del CENACE. Aprobación del Índice de Expedientes Clasificados como Reservados a los que hace

referencia el artículo 101 de la LFTAIP

7 Del total de 32 sesiones; 31 sesiones fueron para atender temas de la LFTAIP; y 1 sesión fue para atender temas de gestión documental y archivos.


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Sexta Sesión General Ordinaria (01/02/2017): Aprobación del Calendario de suspensión de plazos para la atención de solicitudes de

acceso a la información y protección de datos personales del CENACE, conforme al acuerdo ACT-PUB/11/01/2017.06 del INAI, mediante el cual estableció su calendario oficial de días inhábiles.

Décimo Cuarta Sesión General Ordinaria (03/03/2017): Presentación de la Designación hecha por parte de la Secretaría de la Función Pública,

del Mtro. Octavio Díaz García de León, como Titular del Órgano Interno de Control del CENACE.

Baja del expediente con folio 1120500003016, del Índice de Expedientes Clasificados como Reservados por dejar de existir las causas que originaron la reserva del mismo.

Programa de Trabajo para la aplicación al CENACE de la Ley General de Protección de Datos Personales en Posesión de Sujetos Obligados.

Vigésima Sesión General Ordinaria (23/03/2017): Aprobación de las Versiones Públicas de la Información referente a “Las resoluciones

y laudos que se emitan en proceso o procedimientos seguidos en forma de juicio”, para dar cumplimiento a la obligación de transparencia prevista en la fracción XXXVI del artículo 70 de la Ley General de Transparencia y Acceso a la Información Pública.

Vigésimo Sexta Sesión General Ordinaria (09/05/2017):

Avance al cumplimiento del Programa de Trabajo para la aplicación en el CENACE de

la Ley General de Protección de Datos Personales en Posesión de Sujetos Obligados. Informe de avance en la carga de la información del CENACE en la PNT.

Trigésima Sesión General Ordinaria (24/05/2017): Actualización de información del CENACE para la elaboración del informe anual de

actividades del INAI.


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

El CEPCI, 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; actualmente continúa con la aplicación de las acciones comprometidas, obteniendo los siguientes resultados:

En el periodo que se informa el CEPCI del CENACE sesionó en 2 ocasiones; en estas sesiones fueron aprobados diversos instrumentos esenciales para alcanzar su objetivo, conforme a lo siguiente:

Primera Sesión Ordinaria (29/marzo/2017)

Informe Anual de Actividades 2016.

Tablero de Control para la Evaluación Integral 2017 de los CEPCI’s y Guía para la Elaboración del Programa Anual de Trabajo 2017.

Liberación del Sistema de Seguimiento, Evaluación y Coordinación de los Comités de Ética (SSECCOE) por parte de la Unidad de Ética Especializada y Prevención de Conflicto de Interés (UEEPCI) de la Secretaría de la Función Pública (SFP).

Evaluación de cumplimiento 2017, selección de:

- Indicadores de Cumplimiento del Código de Conducta. - Indicadores de actuación del CEPCI. - Revisión y actualización de las Bases de Integración, Organización y

Funcionamiento del CEPCI. - Aprobación como Norma Interna del CENACE del Código de Conducta y del

Código de Ética para los trabajadores del CENACE, por parte de la Secretaría de la Función Pública.

- Aprobación del Calendario de Sesiones del CEPCI 2017. - Programa Anual de Trabajo 2017 (PAT).

Primera Sesión Extraordinaria (25/mayo/2017)

Nombramiento de la la Persona Consejera ante INMUJERES.

Nombramiento de dos miembros del CEPCI.


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Actualización y publicación de: las Bases de Integración, Organización y Funcionamiento del CEPCI; Procedimiento y Protocolo para atención de denuncias por presunto incumplimiento a los Códigos de Ética y Conducta o las Reglas de Integridad; Código de Conducta para los trabajadores del CENACE; el Director General del CENACE aprobó la actualización del documento, el cual se encuentra armonizado con los Principios Constitucionales, los Valores del Código de Ética y a los Valores Institucionales del CENACE.

Programa de Difusión: Se publicó en la plataforma tecnológica del CENACE/Intranet/CEPCI, portal CENACE.GOB.mx, así como en el Sistema de Seguimiento, Evaluación y Coordinación de la Actividad de los Comités de Ética (SSECCOE), el marco normativo actualizado en materia de ética; se establece la estrategia de difusión, considerando 7 temas principales: Código de Ética y Código de Conducta del CENACE; Gestión y atribuciones del CEPCI; Prevención del hostigamiento y acoso sexual; Protocolo para presentar una denuncia; Encuesta de Clima Organizacional; Cuestionario relacionado con los Valores, presentado por la UEEPCI; Anticorrupción.

Se diversificaron los medios de difusión: Distribución de infografías, trípticos, boletines electrónicos (news letter), carteles, intranet (CEPCI@), internet (GOB.MX@) y se entregarán ejemplares impresos del Código de Conducta y Código de Ética del CENACE.

Asimismo, durante el mes de junio del 2017 se inició la aplicación del Programa de Capacitación, con los siguientes resultados:

Lo anterior, se reforzó con difusión institucional y sirvió como un medio efectivo para difundir en forma práctica los valores, principios y reglas de integridad entre el personal del CENACE e integrantes del CEPCI.


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Seguimiento al Tablero de Control de la UEEPCI.

Temas

Valor (puntos)

Fecha de Cumplimiento

Estatus

Informe Anual de Actividades 2016/Acta de Integración del CEPCI

14 31/01/2017 100%

Directorio de los integrantes del CEPCI 6 28/02/2017

30/06/2017

27/10/2017

100%

100%

Programado

Bases de integración, organización y funcionamiento

8 31/03/2017 100%

Programa Anual de Trabajo 2017 (PAT) 14 Aprobación:31/3/2017

Incorporación al sistema: 28/04/2017

100%

100%

Indicadores de cumplimiento 6 31/03/2017 100%

Código de Conducta 16 30/06/2017 100%

Procedimiento para someter denuncias 10 30/06/2017 100%

Protocolo de atención a denuncias 10 30/06/2017 100%

Cuestionarios electrónicos de temas de la UEEPCI

6 15/12/2017 Programado

Gestión del CEPCI 10 Conforme al PAT y al Calendario de

sesiones

En proceso

Total 100


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COMITÉ DE BIENES MUEBLES

Reuniones Ordinarias a junio de 2017

Número de Sesión

Fecha Programada

Asuntos Tratados

1 19/01/2017 Cancelada






Reuniones Extraordinarias a junio de 2017

Número

de Sesión

Fecha

Programada Asuntos Tratados

1 15/03/2017

Se presenta para conocimiento de los integrantes de este órgano colegiado, las Bases Generales para el Registro, Afectación, Disposición Final y Baja de Bienes Muebles del Centro Nacional de Control de Energía, las cuales se presentarán aprobación del Consejo de Administración.

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

2017 Y SU COMPARATIVO EN RELACIÓN CON EL MISMO PERIODO DE 2016, ASÍ COMO LOS QUE

QUEDARON EN PROCESO AL CIERRE DEL PRIMER SEMESTRE DE 2017.


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SOLICITUDES DE ESTUDIOS INGRESADAS EN SIASIC (INDICATIVO, IMPACTO EN EL SISTEMA, IMPACTO

VERSIÓN RÁPIDA, INSTALACIONES Y CONTRATOS DE INTERCONEXIÓN O CONEXIÓN)

Interconexión

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

Indicativo 141 105 29 1 6 158 75 25 0 58

Impacto en el Sistema 136 93 35 2 6 79 57 10 0 12

Impacto Versión Rapida 35 22 13 0 0 13 6 7 0 0

Instalaciones 82 59 15 3 5 71 52 5 1 13

Servicios de Transmision (Porteo)

Contrato de Interconexión 48 31 12 1 4 96 63 22 0 11

Proceso de Planeación 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Total de Estudios 442 310 104 7 21 417 253 69 1 94

Enero ‐ Junio 2016 Enero ‐ Junio 2017

Conexión

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

Indicativo 60 47 13 0 0 37 34 3 0 0

Impacto en el Sistema 23 19 4 0 0 38 33 5 0 0

Instalaciones 10 10 0 0 0 39 31 5 1 2

Contrato de Interconexión 2 1 1 0 0 32 22 3 0 7

Proceso de Planeación 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Total de Estudios 95 77 18 0 0 146 120 16 1 9

Enero ‐ Junio 2016 Enero ‐ Junio 2017

Comparativa 2016 vs 2017

Interconexión Conexión

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

Indicativo 17 ‐30 ‐4 ‐1 52 Indicativo ‐23 ‐13 ‐10 0 0

Impacto en el Sistema ‐57 ‐36 ‐25 ‐2 6 Impacto en el Sistema 15 14 1 0 0

Impacto Versión Rapida ‐22 ‐16 ‐6 0 0 Instalaciones 29 21 5 1 2

Instalaciones ‐11 ‐7 ‐10 ‐2 8 Contrato de Interconexión 30 21 2 0 7

Servicios de Transmision (Porteo) 0 0 0 0 0 Proceso de Planeación 0 0 0 0 0

Contrato de Interconexión 48 32 10 ‐1 7 Total de Estudios 51 43 ‐2 1 9

Proceso de Planeación 0 0 0 0 0

Total de Estudios ‐25 ‐57 ‐35 ‐6 73

Comparativa 2016 vs 2017Comparativa 2016 vs 2017

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.


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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 Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica y las disposiciones emanadas de las mismas, según el artículo Décimo Séptimo transitorio de la LIE. El 23 de marzo de 2016, la Comisión Regulara de Energía (CRE) confirmó al CENACE la vigencia de las metodologías aprobadas por la CRE para la determinación de los cargos del Servicio de Transmisión mismas que fueron utilizadas por CFE hasta la entrada en vigor del Decreto de Creación del CENACE y que le corresponde aplicarlas en su favor. A partir del 23 de marzo de 2016, el CENACE determina el costo del estudio para el cálculo de los cargos del Servicio de Transmisión a los permisionarios que lo soliciten y realiza el cobro por los mismos. El costo total del estudio está integrado por dos componentes: en la Red Nacional de Transmisión y en las Redes Generales de Distribución.

Los ingresos por los estudios en la Red Nacional de Transmisión le corresponden al CENACE, toda vez que es el organismo que realiza los estudios y los ingresos por los estudios en las Redes Generales de Distribución le corresponden a CFE Distribución dado que es la empresa que determina los cargos en esa porción de la red del Sistema Eléctrico Nacional.

Las metodologías utilizadas por el CENACE para determinar el costo del estudio del Servicio de Transmisión son las aprobadas por la CRE en las resoluciones RES/217/2001 del 10 de diciembre de 2001 y RES/072/2002 del 2 de mayo de 2002, publicadas en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el 10 de diciembre de 2001 y 2 de mayo de 2002 respectivamente.

Para la determinación de los cargos del Servicio de Transmisión CENACE aplica las metodologías vigentes aprobadas por la CRE en las resoluciones RES/146/2001, para fuentes convencionales y RES/066/2010 para fuente de energía renovable o cogeneración eficiente, publicadas en el DOF del 19 de septiembre de 2001 y 13 de agosto de 2010, respectivamente.

En el periodo enero-junio de 2017, se recibieron 75 solicitudes para la determinación de los cargos del Servicio de Transmisión: 32 corresponden a centrales de generación convencionales y 43 a fuente de energía renovable o cogeneración eficiente. Del total de solicitudes recibidas, 45 están atendidas y 30 en proceso.

En el Anexo 3 se relacionan las empresas que solicitaron cargos del Servicio de Transmisión en el periodo mencionado. El monto total por concepto de estudios atendidos en este periodo asciende a $ 21.0 MDP de los cuales $ 8.4 corresponden al CENACE y $ 12.6 a CFE Distribución.


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Se celebró el Convenio Específico 2016 con CFE Distribución el 31 de octubre de 2016, mediante el cual se establecieron los términos y condiciones para la prestación de servicio de ingeniería, atención de solicitudes de conexión de centro de carga, interconexión de centrales eléctricas y Servicios de Transmisión por parte de CFE Distribución al CENACE, acordaron los términos y condiciones para la prestación de servicios de ingeniería y la determinación de cargos en las Redes Generales de Distribución así como el mecanismo de pago.

Las acciones por emprender por parte del Centro Nacional de Control de Energía son:

- Celebración del Convenio Específico para la atención de solicitudes de Servicio de Transmisión 2017, con las empresas productivas subsidiarias CFE Distribución a fin de establecer los términos y condiciones para la atención de solicitudes, así como mejorar los tiempos de revisión, identificación y en su caso la determinación de los cargos del Servicio de Transmisión en las Redes Generales de Distribución.

- Someter a revisión y, en su caso, aprobación de la CRE las consideraciones a la metodología para el cobro de los estudios para proyectos con fuente de energía renovable o cogeneración eficiente.

- Solicitar a la CRE la aprobación de los insumos económicos requeridos para la determinación de los cargos del Servicio de Transmisión.


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ESTUDIOS DE INTERCONEXIONES DE CENTRALES ELÉCTRICAS Y CONEXIONES CENTROS DE CARGA 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.

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 2017, el CENACE atendió en total de cada tipo de estudio:

Tipo de Estudio No. Estudios atendidos

Indicativo 98

Impacto en el Sistema 72

Instalaciones 75

Impacto versión rápida 11


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L) SITUACIÓN Y AVANCES DE LA TERCERA SUBASTA DE LARGO PLAZO DEL MERCADO ELÉCTRICO

MAYORISTA.

El 28 de abril de 2017, el CENACE publicó la Convocatoria para la Segunda Subasta de Largo Plazo del 2016 y el 20 de junio de 2017 difundió en su portal de Internet las Bases de Licitación Finales correspondientes.

La operación de la Cámara de Compensación para esta Tercer Subasta de Largo Plazo es de vital relevancia, ya que da la oportunidad de que existan nuevos Compradores Potenciales y que la competitividad de los participantes del mercado se potencialice.

El pasado 13 de julio de 2017, se dieron a conocer los interesados que obtuvieron Registro como Comprador Potencial, el 25 de julio se publicó la Oferta de Compra del Suministrador de Servicios Básicos lo que dio pauta para que las Entidades Responsables de Carga que no son Suministrador de Servicios Básicos presentarán al CENACE su Oferta de Compra.

El 14 de agosto se publicaron todas las Ofertas de Compra Aceptadas de 3 Compradores Potenciales, con esto las cantidades de los productos de la Subasta de Largo Plazo crecieron, ya que inicialmente solo se contemplaban los productos del suministrador de servicios básicos. Una vez más la Subasta de Largo Plazo es más atractiva para los vendedores, fomentando la competitividad, inversión y fortaleciendo el crecimiento de la industria eléctrica en el territorio nacional.

Se prevé que, en noviembre de 2017, se publique el fallo y en marzo de 2018 se firmen los contratos de las empresas que resulten ganadoras.


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II. SITUACIÓN FINANCIERA.

ESTADO DE SITUACIÓN FINANCIERA AL 30 DE JUNIO DE 2017 Y 2016 OPD8

JUNIO 2017 DICIEMBRE 2016 % Abs JUNIO 2017 DICIEMBRE 2016 % Abs

ACTIVO PASIVO

Circulante Corto plazo

Efectivo, bancos e inversiones 1,133.4$ 604.0$ 54.2 Proveedores y Contratistas 56.0$ 10.2$ 2.7

Cuentas por cobrar M.E.M. 120.2 90.1 5.8 Impuestos Retenidos y Derechos 43.3 47.5 2.1

Deudores Diversos 0.8 5.1 0.0 Impuesto al Valor Agregado cobrado 45.6 ‐ 2.2

IVA Acreditable 4.6 9.9 0.2 ISR Remanente Distribuible 27.4 50.6 1.3

Funcionarios y empleados 1.5 ‐ 0.1 Empleados 85.1 57.5 4.1

Anticipos a cuenta de gastos 0.2 ‐ 0.0 Otros pasivos 19.8 15.3 0.9

Total Activo Circulante 1,260.7 709.1 60.3 Beneficios a los empleados 172.6 141.9 8.4

Total Pasivo Corto Plazo 449.8 322.9 21.5

Largo Plazo

No circulante Beneficios a los empleados 400.3 400.3 19.2

Fijo Total Pasivo a Largo 400.3 400.3 19.2

Propiedades y Equipo 929.7 929.6 44.5 Total Pasivo 850.1 723.3 40.7

Depreciación Acumulada (210.2) (171.3) (10.1)

Total Neto en Operación 719.5 758.3 34.4 PATRIMONIO

Aportaciones 1,082.3 1,054.5 51.8

Total Activo Fijo (Neto) 719.5 758.3 34.4 Transferencia de recursos de CFE ‐ 27.8 0.0

Superávit por revaluación 283.1 283.1 13.5

Resultado de Ejercicios Anteriores (511.8) (511.8) (24.5)

Activo Intangible 109.4 109.4 5.2 Resultado del Ejercicio 386.3 0.0 18.5

Neto Activo Intangible 109.4 109.4 5.2 Total Patrimonio 1,239.9 853.5 59.3

Total Activo 2,090.0$ 1,576.8$ 100.0 Total Pasivo y Patrimonio 2,090.0$ 1,576.8$ 100.0

2017 2016

Bienes inmuebles en Comodato. ‐ ‐

Mercado Eléctrico Mayorista (Activo) 24,400.5 10,324.8

Mercado Eléctrico Mayorista (Pasivo) (24,382.6) (10,251.5)

Mercado Eléctrico Mayorista (Patrimonio) (17.9) (73.3)

Beneficios a los Empleados. 5,916.8 5,916.8

ESTADO DE SITUACIÓN FINANCIERA AL 30 DE JUNIO DE 2017 Y 31 DE DICIEMBRE DE 2016(CIFRAS EN MILLONES DE PESOS)

Cuentas de Orden Contables

8 Organismo Público Descentralizado


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ESTADO DE RESULTADOS DE LOS PERIODOS 1 DE ENERO AL 30 DE JUNIO DE 2017 Y 2016

JUNIO 2017 % Var. Rel. JUNIO 2016 % Var. Rel.

Ingresos 1,437.6$ 100.0 1,058.3$ 100.0

Costos de Operación 952.1 66.2 746.0 70.5

Provisión de costo laboral 86.2 6.0 34.6 3.3

Resultado de Operación 399.4 27.8 277.7 26.2

Transferencias corrientes ‐ ‐ ‐ ‐

Resultado después de Transferencias Corrientes 399.4 27.8 277.7 26.2

Depreciación 38.9 2.7 28.4 2.7

Remanente de operación 360.5 25.1 249.3 23.6

Productos ajenos a la operación 0.1 0.0 1.2 0.1

Resultado antes de Costo Financiero 360.6 25.1 250.4 23.7

Productos financieros 26.4 1.8 3.7 0.4

Gastos financieros 0.7 0.1 7.7 0.7

Neto, Productos Financieros 25.7 1.7 (4.0) (0.3)

Resultado del Ejercicio 386.3$ 26.8 246.5$ 23.4

ESTADO DE RESULTADOS

Por los periodos de seis meses que terminaron el 30 de junio de 2017 y 2016(CIFRAS EN MILLONES DE PESOS)

EXPLICACIÓN A VARIACIONES AL 30 DE JUNIO 2017 Y 31 DICIEMBRE 2016 (en millones)

Estado de Situación Financiera

El activo circulante presenta un saldo de $1,260.7 (60.3%) representado principalmente por efectivo, bancos e inversiones en papel gubernamental (54.2%) y Cuentas por Cobrar por ingresos de la tarifa del MEM (5.8%).

Las inversiones en activo fijo neto representan el 34.4% de los activos totales, mismos que contribuyen a la operatividad y objetivos del Organismo. Del neto al de propiedades y equipo el 32.2% está representado por Terrenos y Edificios, el restante 67.8% está representado por mobiliario y equipo, equipo de cómputo, equipo de comunicación, equipo de transporte y la revaluación, principalmente.


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Los efectos de revaluación del activo fijo reconocidos en el Estado de Situación Financiera fueron por $283.0 y su depreciación con cargo a resultados fue de $8.4.

Se tiene un saldo neto en activos intangibles de $109.4, representado por licencias software Oracle para la operatividad de los equipos (5.2%).

El Organismo tiene pasivo a corto plazo por $449.8 (21.5%). Del total a corto plazo, los compromisos de pago a proveedores por servicios y bienes representan el 2.7%. El 2.1% está representado por los impuestos y derechos por obligaciones de sueldos y salarios. El Impuestos al Valor Agregado (IVA) por pagar al Fisco asciende a $45.6 (2.2%). La provisión del ISR por Remanente Distribuible por gastos no deducibles representa el 1.3%. El saldo de empleados y otros pasivos representan el 5.1% y está integrado por saldos acumulados derivados de las nóminas por pagar como es provisión de fondo de ahorro, aportaciones al Cijubila, entre otros.

El CENACE derivado del cálculo actuarial del especialista, presenta en corto plazo un saldo de provisión de beneficios a los empleados de $172.6 (8.3%) y un saldo a largo plazo por $400.3 (40.7%).

Del total pasivo-patrimonio, el 59.3% está representado por el patrimonio del CENACE cierre del periodo, y se integra principalmente por las capitalizaciones de los bienes muebles e inmuebles, reconocimiento de efectos de revaluación, así como por los resultados acumulados y del ejercicio.

Se presenta en cuentas de orden los siguientes conceptos derivados de su operación financiera de recursos y de control:

- Saldo de $1 peso para representar el bien inmueble de la Gerencia de Control Central que se encuentra en instalaciones de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM) el cual se tiene en contrato de comodato.

- Las operaciones generadas de los participantes en el Mercado Eléctrico Mayorista, cuyos derechos y obligaciones corresponden a los mismos participantes las cuales al 30 de junio de 2017 y al 31 de diciembre 2016 presentaron un activo y pasivo-patrimonio por $24,400.5 y $(24,400.5), respectivamente.

- El pasivo laboral por Beneficios a los Empleado de acuerdo con los resultados del estudio actuarial, al 30 de junio de 2017 se revela en cuentas de orden un importe de $5,916.8, para su control, seguimiento y actualización, y que representa provisión del pasivo señalado.


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Estado de Resultados

El Organismo presentó al 30 de junio de 2017 ingresos por $1,437.6 principalmente por la facturación de la tarifa de operación del mercado que representa el 90% (En junio 2016 el 84%) del total de los ingresos, e ingresos por otros conceptos como son: estudios de porteo, pre-registro, capacitación y el proceso de subasta a largo plazo que representan el restante 10%.

Los costos de operación de $952.1 ($ en jun-16) representa un incremento del 27.7% respecto del mismo periodo del año anterior, debido a operaciones del Organismo y que se integran por remuneraciones y prestaciones al personal que ascienden a $697.8 (73.3 %), seguido de $244.6 (25.7%) en el grupo de servicios generales, mientras que materiales de mantenimiento y consumo presenta $9.8 (1.0%).

En junio 2017, el resultado antes de costo financiero es positivo en $360.6 (En jun-16 $250.4), una vez considerado una depreciación de $38.9, un costo de obligaciones laborales por $86.2 y productos ajenos por $0.1 principalmente por penalizaciones a proveedores.

El resultado del ejercicio al 30 de junio de 2017 fue de $386.3 (Desahorro en jun-16 por $246.5) debido principalmente al reconocimiento de ingresos por el cobro de la tarifa de operación a los participantes del mercado eléctrico como es la Comisión Federal de Electricidad, disminuido en proporción con los costos de operación como son servicios personales subordinados, depreciación, gastos materiales y de servicios, principalmente.


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III. ESTADO DE SITUACIÓN FINANCIERA AL 30 DE JUNIO DE 2017 Y 2016 MEM.


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IV. INGRESOS OBTENIDOS A PARTIR DE LAS TARIFAS ESTABLECIDAS POR LA CRE PARA LA

OPERACIÓN DEL CENACE EN 2017.

Los ingresos al 30 de junio de 2017 que se presentan en el estado de resultados por un importe de $1,437.6, está distribuido en los siguientes conceptos de ingresos acumulados al cierre de ese ejercicio:

Ingresos CENACE enero‐junio 2017 (Millones de pesos)

Concepto Monto %

Ingresos obtenidos por la tarifa del MEM $1,300.8 90.5%

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

$86.8 6.0%

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

$47.2 3.3%

Ingresos obtenidos venta de subastas $2.9 0.2%

TOTAL DE INGRESOS EJERCICIO 2016 $1,437.6 100%

Ingresos Autorizado Anual Programado a Junio Ejercido a Junio 2017Ejercido/autorizado

Anual

(a) (b) (c=b/a)

Productos por tarifa 3,603,761,351 1,771,114,192 1,274,890,778 71.98%

Miscelaneos 178,631,534 n/a

Total 3,603,761,351 1,771,114,192 1,453,522,312 82.07%

Comparativo de Ingresos 2017

El total de Ingresos Propios del periodo alcanzaron un monto de 1,453.5 millones de pesos (MDP), importe inferior en 317.6 MDP (17.9 %) al Ingreso programado para el ejercicio 2017.

El ingreso proveniente de la aplicación de la tarifa por la operación del CENACE fue de 1,274.9 MDP el cual resultó inferior en 496.2 MDP (28.0 %) respecto al valor programado.


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El monto no recaudado de los ingresos se explica a que en la determinación de la tarifa de operación del CENACE realizada por la CRE para financiar el gasto de los servicios que se prestan al mercado, se consideró como parte de los ingresos del periodo, el remanente del balance primario resultante del ejercicio de 2016 por 483 MDP, por lo que, si al ingreso real a junio se le incrementa el monto inicial señalado, el ingreso disponible alcanza un total de 1,936.5 MDP, superior en un 9.3 % a lo programado para el periodo. Por otra parte, se registró un incremento en los ingresos misceláneos por 199.27 MDP.

V. OBSERVACIONES DE INSTANCIAS FISCALIZADORAS. Reporte de observaciones en proceso de atender ante las instancias fiscalizadoras al 30 de junio de 2017.

Órgano Fiscalizador

Observaciones

Generadas Atendidas En proceso

1er Sem. 2016

1er Sem. 2017

1er Sem. 2016

1er Sem. 2017

1er Sem. 2016

1er Sem. 2017

Auditoría Superior de la Federación

0 4 0 4 0 0

Órgano Interno de Control

7 2 0 3 0 1

Auditor Externo 5 2 0 2 0 2

Totales 12 8 0 9 0 3 Fuente: Jefatura de la Unidad de Control Interno

Nota

1. Durante el segundo semestre de 2016 se atendieron 8 observaciones; por lo que a la fecha del reporte solo permanecen 3 en proceso.

2. Las 4 observaciones de la ASF corresponden a la fiscalización de la Cuenta Pública 2015.


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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.

AVANCES RELACIONADOS CON EL PROGRAMA DE AMPLIACIÓN Y MODERNIZACIÓN DE LA RED

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.

El 23 de diciembre de 2016, el CENACE hace del conocimiento que, para el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional, PRODESEN 2017-2031, serán considerados los proyectos de centrales eléctricas que cumplan con alguna de las características descritas en el aviso de publicación.

De acuerdo a lo dispuesto en los Artículos 14 y 108, Fracción XIV de la Ley de la Industria Eléctrica; numerales 9 y Octavo Transitorio de su Reglamento y con fundamento en el Artículo Segundo del Decreto por el que se crea el Centro Nacional de Control de Energía, el 28 de febrero de 2017, la Dirección General del CENACE entregó a la SENER y a la CRE la propuesta del "Programa de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución del Mercado Eléctrico Mayorista 2017-2031".

Durante los meses de marzo, abril y mayo, el CENACE atendió las observaciones y solicitudes de la SENER y la CRE para enviar a estos organismos el documento final el 15 de mayo de 2017.

Los principales proyectos del Programa de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y las Redes de Generación Distribuida 2017–2031, tienen como objetivo:

Establecer corredores de transmisión que minimicen los costos de inversión de la infraestructura requerida para la interconexión de nuevas centrales eléctricas.

Integración de generación renovable para el cumplimiento de la Ley de la Industria Eléctrica y la Ley de Transición Energética donde se establece que el CENACE deberá proponer a la SENER y a la CRE proyectos de transmisión que permitan evacuar las potencialidades de generación renovable en diferentes regiones del país.


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Cumplimiento de la meta de producción de energía limpia del 35% para el 2024.

Mantener una red eléctrica libre de congestionamientos que permitirán un alto desempeño del Mercado Eléctrico Mayorista.

Reducción significativa en costos de producción.

Reducciones significativas de emisiones de gases efecto invernadero.

Reducciones de probabilidades de energía no suministrada.

Reforzar la Red de Transmisión para el suministro de energía a todas las capitales de las entidades federativas.

Reforzar la estructura eléctrica de la red para facilitar las interconexiones eléctricas internacionales.

Cumplir el Manual Regulatorio de Planeación del Sistema Eléctrico Nacional.

Integrar tal como se establece en la Ley de Transición Energética tecnologías de redes eléctricas inteligentes para el control del voltaje, control de flujos de potencia, mejoramiento de inercia y en algunas zonas control del fenómeno flicker.

Los principales cinco proyectos propuestos por el CENACE en el Programa de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y las Redes de Generación Distribuida 2017–2031, son:

1. Interconexión de Sureste-Peninsular, el objetivo del proyecto es desarrollar la infraestructura necesaria en la Península de Yucatán y estado de Veracruz para mantener la continuidad en el suministro de energía, con la calidad, confiabilidad y seguridad requeridas, de acuerdo con los criterios de planificación del Centro Nacional de Control de Energía. Con la entrada en operación del proyecto no se tendrán problemas de suministro en la Península de Yucatán, en particular las Zonas Cancún y Riviera Maya, así como la zona del puerto de Veracruz, esto ante contingencia sencilla de algún elemento de transmisión o transformación. Además, permitirá el retiro de Centrales Eléctricas de baja eficiencia y la integración de generación renovable en Oaxaca y la Península de Yucatán.

o Están concluidos los estudios eléctricos;

o Están concluidos los estudios económicos y de energía;

o Enlace propuesto para el año 2022;

o Se elaboró para SENER ficha técnica para instrucción al transportista.


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2. Red de Transmisión para interconectar el Noroeste, Norte y el Occidente del país, proyecto que atiende los distintos objetivos del proceso de planeación como son: reducir los costos de producción, cumplir con el suministro de la demanda, preservar y mejorar la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional, aumentar la eficiencia del MEM, permitir una mayor integración de generación renovable especialmente con fuente primaria intermitente solar en las zonas de alto potencial como indica la Ley de Transición Energética, la integración de generación convencional a base de combustible gas para completar la matriz energética regional, todo esto en el Norte, Noroeste y Occidente del país, además de incluir proyectos de redes eléctricas inteligentes:



o Enlace propuesto para entrar en servicio en el año 2022;

o SENER dejó propuesta en estudio.

3. Red de Transmisión para interconectar el noreste y el centro del país, con la alta disponibilidad de fuentes primarias para la producción de energía eléctrica, a base de gas natural y renovable eólica convierten a la Gerencia de Control Regional Noreste en una región exportadora de energía, en todos los escenarios de demanda futuros. Se estima que con la entrada de la generación tanto base como intermitente, gran parte del margen de reserva se ubique en esta región; sin una capacidad de transmisión robusta, se podría presentar en otras regiones del país energía no suministrada y despacho de unidades menos eficientes, y como consecuencia una elevación de los costos de mercado. Con la nueva infraestructura se atenderán los distintos objetivos del proceso de planeación como son: reducir los costos de producción, cumplir con el suministro de la demanda, preservar y mejorar la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional, aumentar la eficiencia del MEM, permitir una mayor integración de generación renovable e incluir proyectos de redes eléctricas inteligentes. Este proyecto tiene como obra principal la interconexión con una línea de transmisión en corriente directa entre el área metropolitana de Monterrey y la megalópolis de la ciudad de México, con el beneficio de transferir.



o Enlace propuesto para entrar en servicio en el año 2023;

o SENER dejó la propuesta en estudio.


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Con los tres proyectos anteriores denominados “macrored” en el Programa de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y las Redes de Generación Distribuida 2017–2031 se tiene la capacidad de integrar entre 16,500 a 17,000 MW de generación renovable intermitente, así como proyectos de generación convencional a base de combustible gas del orden de 5,000 MW.

4. Interconexión Baja California – Imperial Irrigation District (IID), la GCR Baja California presenta un déficit de generación en el corto plazo motivado por diversos factores como son: declinación de la producción de vapor en el campo geotérmico de Cerro Prieto, altos incrementos en la demanda de la región valle derivado de las altas temperaturas que se presentan durante el periodo de verano, altas expectativas de crecimiento y desarrollo por su ubicación geográfica, y la indefinición del proyecto de generación de ciclo Combinado Baja california III en SLRC entre lo más relevante. Derivado a los resultados obtenidos de estudios preliminares entre la GCR Baja California y el IID se propuso realizar dos proyectos de interconexión, el primero al oriente de la ciudad de Mexicali y el segundo ubicado en San Luis Río Colorado. Actualmente, se ha realizado un memorando de entendimiento entre CENACE y el IID en el cual se establece que ambas partes tienen intereses comunes para establecer puntos de interconexión eléctrica en la frontera entre México y Estados Unidos de América, los cuales permitirán apoyar el desarrollo económico de ambos países y proporcionar el beneficio de confiabilidad en ambos sistemas eléctricos. Los beneficios del proyecto son:

o Se tendrá una fuente permanente de potencia activa y reactiva en los puntos de interconexión.

o Se incrementará la confiabilidad al disponer de los apoyos proporcionados al interconectar dos sistemas eléctricos como son: apoyo ante situaciones de emergencia, arranque negro ante la eventualidad de colapso en la región y será posible compartir los beneficios de la integración de generación renovable en la región.

o Se tendrá una integración regional de los Mercados Eléctricos de México y EUA; creando la oportunidad de desarrollo económico regional.

Se realizó un análisis preliminar, el CENACE y IID están realizando las siguientes actividades:

o Analizar el comportamiento de la red eléctrica en el ámbito de sus respectivos sistemas eléctricos; así como la factibilidad y ubicación de las subestaciones de interconexión de los enlaces síncronos.


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o Se realizará un programa de trabajo con la inclusión de premisas operativas, varios escenarios de demanda, proyecciones en el tiempo, magnitud de intercambio de potencia en los dos sentidos, diferentes despachos de generación, contingencias.

o El CENACE realizará los estudios y definirá las características que debe contener la red de transmisión en corriente alterna en el sistema eléctrico de los Estados Unidos Mexicanos, hasta el punto fronterizo donde se instalen los dos enlaces síncronos.

o El IID realizará los estudios y definirá las características que debe contener la red de transmisión en corriente alterna, en el sistema eléctrico de California, asociada a los dos enlaces síncronos.

o CENACE y el IID tienen reuniones con la frecuencia que ameriten los estudios para compartir resultados e impactos de contingencias en ambos sistemas eléctricos a fin de establecer una correcta coordinación y definición de capacidades de transmisión en el sentido México hacia USA y de USA hacia México.

5. Instalación de almacenamiento con banco de baterías de 20 MW para integrar 50 MW adicionales de capacidad de generación renovable en Baja California Sur, en la Península de Baja California Sur existe un alto potencial de fuentes renovables, particularmente la solar y el viento, su utilización es aún modesta. Sin embargo, se tiene un número elevado de solicitudes para estudios de interconexión de centrales eléctricas con fuentes renovables en la RNT y de Generación Distribuida. Para participación en la regulación primaria de la frecuencia y atenuar las rampas por la variabilidad de la generación solar y eólica y para preservar la calidad de la frecuencia y confiabilidad del sistema, está en proceso la definición de la capacidad y ubicación de bancos de baterías que deberán instalar los proyectos mencionados. Este banco de baterías participará en la regulación primaria de la frecuencia y para atenuar las rampas de la generación renovable que se estaría integrando.

o La CRE y SENER están definiendo la metodología para la liquidación de los servicios conexos;

o LA CRE y SENER están definiendo cómo será la operación en el MEM del banco de baterías;

o El CENACE ha realizado estudios económicos;

o El CENACE está en la etapa de estudio del número de bancos de baterías, capacidad, ubicación y servicios conexos que debe brindar el banco con base a la confiabilidad y seguridad del sistema.


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La SENER solicitó al CENACE la revaluación del análisis técnicos y beneficio-costo, de 29 proyectos instruidos y en estudio de los Programas de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución del Mercado Eléctrico Mayorista 2015-2029, 2016-2030 y 2017-2031, siendo los principales:

o Línea de corriente directa Ixtepec Potencia – Yautepec Potencia

o Cable submarino en 115 kV Playa del Carmen – Cozumel

o Línea de Transmisión en 400 kV Angostura - Tapachula Potencia

o Línea de Transmisión en 400 kV Puebla Dos – Lorenzo Potencia

o Red de Transmisión para el aprovechamiento de los recursos eólicos de Tamaulipas

o Interconexión BC - Sistema Interconectado Nacional

o Interconexión de Baja California Sur al Sistema Interconectado Nacional

El crecimiento estimado del SEN para el periodo 2017-2031, es el siguiente:

• Consumo eléctrico = 2.9%

• Demanda eléctrica= 3.0%

• Líneas = 24,604 km-c

- En Corriente Alterna 17,555 km-c

- En Corriente Directa 7,049 km-c

• Capacidad de transformación = 68,174 MVA

• Compensación reactiva = 13,274 MVAr

- Derivación: 6,617

- Serie: 2,162

- Dinámica 4,495


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AVANCES RELACIONADOS CON EL PROGRAMA DE REDES ELÉCTRICAS INTELIGENTES. Programa de Redes Eléctricas Inteligentes 2017-2019.

La Ley de Transición Energética (LTE) establece en los artículos 39 y 40, que cada tres años el Centro Nacional de Control de Energía con el apoyo de la CRE, los Transportistas, Distribuidores y Suministradores, deberá de elaborar y proponer a la SENER, previa opinión técnica de la CRE, un Programa de Redes Eléctricas Inteligentes, el cual tendrá como objetivo apoyar la modernización de la Red Nacional de Transmisión y de las Redes Generales de Distribución, para mantener una infraestructura confiable y segura que satisfaga la demanda eléctrica de manera económicamente eficiente y sustentable, y que facilite la incorporación de nuevas tecnologías que promuevan la reducción de costos del sector eléctrico, la provisión de servicios adicionales a través de sus redes, de la Energía Limpia y la Generación Limpia Distribuida, permitiendo una mayor interacción entre los dispositivos de los Usuarios Finales y el Sistema Eléctrico Nacional.

Atendidas las observaciones de la SENER, el 27 de enero de 2017 el CENACE entregó a la SENER y la CRE el documento final del Programa de Redes Eléctricas Inteligentes 2017-2019.

VII. INTEGRACIÓN DE PROGRAMAS.

La H. Cámara de Diputados autorizó un presupuesto por 3,603.7 millones de pesos ( MDP ) para el ejercicio fiscal 2017; distribuidos en seis Programas Presupuestarios, sin embargo, se tenía contemplado iniciar la facturación y su correspondiente cobranza por la Operación del Mercado Eléctrico Mayorista a fines del mes de enero de 2017; pero por diferentes motivos, la facturación se inició en la segunda quincena de junio de 2017, habiéndose contenido el gasto durante el primer semestre, en tanto se contaba con recursos.


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Enero a junio 2017

(Millones de pesos)

Programa Presupuestario

Denominación

2017

Presupuesto Autorizado

Presupuesto Autorizado Enero‐ Junio

Ejercido Enero‐Junio

Avance

E568

Dirección, coordinación y control de la operación del Sistema Eléctrico Nacional 2,642.6 1,375.3 910.2 66%

K001 Proyectos de infraestructura económica de electricidad 448.0 157.7 2.7 2%

K029 Programas de Adquisiciones 120.4 84.4 0.0 0%

J008 Pensiones y Jubilaciones para el Personal del CENACE 117.2 38.7 67.8 175%

M001 Actividades de apoyo administrativo 12.1 5.3 3.2 61%

W001 Operaciones Ajenas 236.8 98.4 ‐61.8 ‐63%

O001 Actividades de Apoyo a la Función Pública y Buen Gobierno 26.6 11.4 2.1 18%

Total 3,603.8 1,771.1 924.2 52%

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 66%, dicho PP presenta el objetivo fundamental del CENACE, no obstante, se cumplió con los objetivos que dan razón al programa.

PP J008 Pensiones y Jubilaciones del Personal del CENACE, el ejercicio del gasto por 67.8 MDP, presenta un monto mayor de 29.1 MDP, respecto a programado acumulado a junio de 2017, 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 a los convenido en el Contrato Colectivo de Trabajo 2016-2018, por aquellos nuevos trabajadores que están inscritos en el nuevo Sistema de Pensiones.

El PP K001 Programas y Proyectos de Inversión ejerció un monto de 2.7 MDP en la Adquisición de sistemas de detección de ciberamenazas avanzadas y visibilidad en la red a través del engaño, cámaras termográficas, adquisición de Ups, tableros de distribución y transferencia.

El PP W001 Operaciones Ajenas. - Originalmente no se consideraron recursos presupuestados para este concepto, sin embargo y principalmente, derivado de la entrada en operación del Mercado Eléctrico Mayorista, los cobros de las facturas en los que se repercutió el IVA, que se enteran en el mes siguiente, reflejan un ingreso temporal de menos 160.2 MDP.


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VIII. METAS E INDICADORES DE DESEMPEÑO. El 8 de junio, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público autorizó la apertura extemporánea del Portal Aplicativo de la Secretaría de Hacienda (PASH) con la finalidad de realizar adecuaciones a la matriz de indicadores para resultados (MIR) del CENACE y, con ello, alinearla a los nuevos objetivos y atribuciones de la institución. Dichas adecuaciones se realizaron el 19 de junio dando como resultado una MIR con 17 indicadores: Fin (1), Propósito (1), Componentes (5), Actividades (10). Así, en el mes de julio se registraron los avances de aquellos indicadores cuya periodicidad de medición permitió reportar resultados al mes de junio, los cuales se presentan a continuación:

Nivel Indicador Valor alcanzado en el mes de junio Meta esperada

Componente

Índice de operación en estado normal (IOEN) 100.0% 90.0%

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

80.2% 80.2%

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

91.2% 80.2%

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

100.0% 80.2%

Nivel Indicador Valor alcanzado en el mes de junio Meta esperada

Actividad

Índice de calidad del voltaje (ICV) 0.000546709 0.002430000

Índice de calidad de frecuencia (ICF) 100.0% 99.9788%

Reserva operativa (RO) 96.9% 95.0%

Índice de reserva de planeación del Sistema Interconectado Nacional (IRP_SIN) 5.3% 13.0%

Índice de reserva de planeación del Sistema Interconectado Baja California (IRP_BCA) 17.8% 15.0%

Índice de reserva de planeación del Sistema Interconectado Baja California Sur (IRP_BCS) 34.1% 15.0%

Oportunidad en la publicación de estados de cuenta diarios (OPECD) 98.1% 90.0%

Porcentaje de participantes del mercado y demás interesados que acreditan el curso básico del Mercado Eléctrico Mayorista

89.6% 85.0%

Porcentaje de efectividad del gasto (PEG) 52.2% 49.1%


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Con excepción del IRP_SIN, todos los indicadores presentaron avances favorables respecto al desempeño esperado.

En el caso del IRP_SIN, la variación con respecto a la meta esperada se debió a que durante el mes de junio de 2017 la reserva operativa del sistema interconectado nacional se redujo a valores por debajo de la reserva de planeación establecida en el Código de Red, por presentarse montos de indisponibilidad en la capacidad de generación superiores a los previstos, con promedio mensual de 5,489 MW en el concepto de falla y 6,250 MW en el concepto de degradación, así como valores máximos de 7,310 MW en el concepto de falla y 7,285 MW en el concepto de degradación; siendo relevante que permaneció indisponible una capacidad de 1,000 MW en Centrales Eléctricas instaladas en la red eléctrica de la zona frontera a raíz del disturbio del 21 de mayo en esa zona.

Para afrontar el déficit de generación y considerando el incremento en la demanda durante los meses del verano de 2017, se están aplicando acciones que están contribuyendo a mantener la reserva operativa por arriba del 6%, los cuales incluyen la sustitución de una parte de la capacidad degradada con generación térmica a combustóleo (Centrales Manzanillo y Tuxpan Vapor) aplicación de tarifa I-15 y la racionalización del suministro; siendo estos dos últimos recursos también para reducir congestión en algunos enlaces de la red eléctrica del norte del país.

IX. EFICIENCIA EN LA CAPTACIÓN DE LOS INGRESOS.

Posición Presupuestal

Ingresos Presupuestados Enero‐junio

2017

Ingresos recaudados enero‐junio

2017

Ingresos Recaudados Enero‐junio

2016

Variaciones

Ejercido vs Programado

2016

Ejercido 2016 vs 2017

Ingresos Propios 1,771,114,192 1,274,890,778 678,495,129 28% 88%

Transferencias Fiscales ‐ ‐ ‐ n.a. n.a.

Ingresos Diversos ‐ 178,631,534 30,813,856 n.a. 480%

TOTAL INGRESOS 1,771,114,192 1,453,522,312 709,308,985 18% 105%

n.a. ‐ no existe criterio para comparar


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Los Ingresos Propios alcanzaron un monto de 1,453.5 millones de pesos (MDP), importe inferior en 678.4 MDP (28%) al presupuesto Original de programado acumulado a junio de 1,771.1 MDP.

El monto no recaudado de los ingresos se derivó, fundamentalmente, del atraso de la facturación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). La facturación del MEM operó con regularidad a partir del mes de junio del 2017, momento en el cual el CENACE inició la captación de ingresos.

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

Del 1 de enero al 31 de Junio del 2017, se desarrollaron, en adición a los del 2016 (Sistema de Atención a Solicitudes de Interconexión y Conexión y el Cobro de los Pagos de las Subastas), se adicionó un sistema electrónico de cómputo denominados, Sistema de Capacitación Especializada (SICE) y un mecanismo para el Cobro de Porteo; a fin de controlar los ingresos provenientes del Mercado Eléctrico Mayorista, interactuando de forma ágil y segura con los potenciales participantes en las Obligaciones de Capacitación a los potenciales Participantes del Mercado Eléctrico Mayorista y de Estudios de Servicios de Transmisión. En coordinación con la Comisión Federal de Electricidad se logró eficiencia en la captación de recursos al dar al potencial participante de mercado la herramienta facilitadora para el pago de los derechos de incorporación a los esquemas de mercado.


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Ejercido vs programado 2017

Ingresos Propios. - Se presenta una variación negativa de 317.6 MDP (18 %) en los ingresos propios, derivado de la entrada diferida del Mercado Eléctrico Mayorista, y el consecuente diferimiento de los ingresos propios.

Ingresos Diversos. - El presupuesto programado no consideró la captación de ingresos diversos, sin embargo, se obtuvieron 178.6 MDP.

Ejercido 2017 vs ejercido 2016

Ingresos Propios. - La variación que se presenta de 2017, respecto a 2016, se debe en primer lugar a lo establecido en el Decreto de creación del CENACE publicado en el DOF el 28 de agosto de 2014, en el cual determina que se proveerá lo necesario para que la Comisión Federal de Electricidad transfiera los recursos que el Centro Nacional de Control de Energía requiera para el cumplimiento de sus facultades, durante 2015.

X. EFECTIVIDAD EN EL EJERCICIO PRESUPUESTAL.

Capítulo de Gasto Presupuesto Programado

Enero‐junio 2017

Presupuesto Ejercido Enero‐junio 2017

Presupuesto Ejercido Enero‐junio 2016

Variaciones

Ejercido vs Programado 2017

Ejercido 2016 vs 2017

Servicios Personales 640,530,539 667,060,447 493,267,473 ‐4.1% ‐35%

Materiales y Suministros

34,219,312 10,408,992 13,818,684 69.6% 25%

Servicios Generales 715,975,864 237,951,618 155,745,733 66.8% ‐53%

Total Gasto Corriente

1,390,725,715 915,421,057 662,831,890 34.2% ‐38%

Pensiones y Jubilaciones

38,701,449 67,821,296 31,846,415 ‐75.2% ‐113%

Otras Erogaciones 1,197,098 84,336 36,714 93.0% ‐130%

Total Inversión 242,096,875 2,683,785 112,578,127 98.9% 98%

Operaciones Ajenas Netas

98,393,055 ‐

61,847,999 ‐

147,374,564 162.9% 58%

Total Gasto Programable

1,771,114,192 924,162,475 659,918,582 47.8% ‐40%


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Ejercido Vs Programado 2017

Para el ejercicio 2017, la H. Cámara de Diputados autorizó un presupuesto por 3,603.8 millones de pesos (MDP). En el primer semestre se registró un subejercicio de 847.0 MDP con relación al programado.

A continuación, se explican las variaciones por Capítulo de Gasto:

Servicios Personales. - Se presenta un mayor gasto por 26.5 MDP, que equivale a un (4.1 %) respecto al programado a junio, derivado de que en los primeros meses del año se realizaron pagos de aguinaldos, fondos de ahorro y fondos de previsión social, en el cual se incluyó a personal que ingresó durante el segundo semestre del año anterior, lo cual incrementó el gasto considerado en el programa original.

Materiales y Suministros. - En Materiales y Suministros se registró un menor ejercicio del gasto en 23.8 MDP, equivalente a un 69.6 % en comparación con el presupuesto programado al periodo, porque aún no se concluye el proceso de adquisición de la ropa de trabajo, refacciones y otros materiales.

Servicios Generales. - El ejercicio del presupuesto en Servicios Generales registró un menor gasto que asciende a 66.8 % respecto al presupuesto programado a junio, que se explica principalmente por lo siguiente:

Debido a que, a la fecha, aunque se iniciaron ya un número importante de gestiones para la contratación de servicios que aún no se culminan los procesos de licitación, entrega y pago de los mismos, lo cual se irá realizando en el transcurso de los meses siguientes.

A la fecha se tienen compromisos registrados y en proceso por 349.9 MDP, principalmente por concepto de servicios de seguridad, servicios de verificación de requisitos y de los participantes del mercado, servicios de pasajes aéreos, servicios de hosting y seguridad informática, proyecto de modelo de administración, redimensionamiento del EMS/SCADA, servicio de investigación crediticia, suscripción y soporte de Microsoft, creación de guía operativa de la CCSLP.

Pensiones y Jubilaciones. - El ejercicio del gasto por 67.8 MDP, presenta un monto mayor de 29.1 MDP, respecto al programado, se debe principalmente al pago de la prima legal de antigüedad a jubilados pendientes del año anterior que culminaron su proceso en 2017, además del incremento en el número de personal en vísperas de jubilación, que fueron transferidos al CENACE en el proceso de separación de la CFE, quienes se acogieron al beneficio de la jubilación y que no habían manifestado su decisión de hacerlo.


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Inversión Física. - En el caso de los capítulos de obra pública y adquisiciones, se ejerció un monto de 2.7 MDP. En virtud de que aún no se inician los procesos de adquisición de los bienes considerados en el presupuesto, los cuales por ser básicamente informáticos se encuentran en los procesos de autorización ante las instancias externas que participan en el proceso. A la fecha se han fincado compromisos por un importe de 77.2 MDP en los conceptos de adquisición de sistemas de detección de ciberamenazas avanzadas y visibilidad en la red a través del engaño, cámaras termográficas, adquisición de Ups, tableros de distribución y transferencia.

Operaciones Ajenas. - Presenta una diferencia de 160.2 MDP debido a que en el periodo se esperaba tener un mayor gasto transitorio por pago de impuestos retenidos por cuenta de terceros, sin embargo, en la operación real se presentó un mayor ingreso en el IVA, ISR e ISPT y retenciones a los trabajadores por aportaciones a su fondo de retiro y fondo de ahorro.


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3. CUMPLIMIENTO DE LA NORMATIVIDAD Y POLÍTICAS GENERALES,

SECTORIALES E INSTITUCIONALES.

XI. PLAN NACIONAL DE DESARROLLO 2017-2031.

El 31 de mayo de 2017, se publicó el Programa Nacional de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional, PRODESEN, 2017-2031, el cual contiene la planeación del Sistema Eléctrico Nacional, SEN. Programa de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución 2017 – 2031

En su función de operador del SEN y del MEM, el CENACE aportó los elementos técnicos para su conformación a través del Programa de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión (RNT) y las Redes Generales de Distribución (RGD) 2017 – 2031. 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. Derivado de este programa, la inversión esperada para la actividad de transmisión durante este periodo es de 219 mil millones de pesos, de la cual el 97% corresponde a proyectos y obras de ampliación de líneas de transmisión, transformación y compensación, y el 3% a los proyectos de modernización de la RNT a desarrollarse en el periodo 2017-2021. Los proyectos de distribución integrados en este programa contemplan una inversión de 165 mil millones de pesos para los próximos 15 años. El 83% de la inversión se destinará a obras de ampliación y modernización, y el 17% restantes a proyectos específicos de redes inteligentes.


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XII. 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 18 indicadores cuyos avances se reportan de manera trimestral.

Los temas con avances relevantes en el primer semestre de 2017 son: Acceso a la Información, Archivos, Procesos y Tecnologías de Información, destacando los siguientes resultados:

Acceso a la información:

Los datos personales son tratados con estricto apego al derecho de protección constitucional, concluyéndose el registro de 37 Sistemas del CENACE que contienen datos personales en el Sistema "PERSONA" del Instituto Nacional de Transparencia, Acceso a la Información y Protección de Datos Personales (INAI).

El Portal de Obligaciones de Transparencia del CENACE fue actualizado de conformidad con lo establecido por el Órgano Garante, el INAI, obteniendo como resultado el semáforo verde; lo que significa que la información reportada fue actualizada en los términos y plazos establecidos por la normatividad aplicable.

A partir de la entrada en operación de la Plataforma Nacional de Transparencia (PNT), en mayo del 2017, se actualizó el registro de la información en dicha plataforma. Al cierre del semestre, la información de los 80 formatos correspondientes a las 47 fracciones comunes y los 18 formatos referentes a las fracciones específicas, se encuentran cargados en la PNT. Con lo cual el CENACE en su calidad de sujeto obligado cumple con lo establecido en el artículo 70 de la Ley General de Transparencia y Acceso a la Información Pública dentro del plazo establecido.

Privilegiando la optimización documental que lleve a mejorar los tiempos de respuesta en la atención a solicitudes y recursos de revisión, en el semestre que se reporta, el Organismo recibió 174 solicitudes de acceso a la información, y tan solo 4 recursos de revisión en contra de las respuestas proporcionadas, de los cuales 2 se resolvieron por el INAI, confirmando la incompetencia manifestada por el CENACE.

Archivos:

En materia de archivos, el instrumento de control y consulta archivístico “Cuadro General de Clasificación Archivística” fue enviado a la SENER y al Archivo General de la Nación (AGN), para la revisión y aprobación correspondiente.


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El “Catálogo de Disposición Documental” fue aprobado por el Comité de Transparencia y enviado a revisión al AGN.

Se realizó la designación del responsable del Archivo de Concentración y del Representante Suplente ante el Comité Técnico Consultivo de los Archivos del Ejecutivo Federal (COTECAEF), así como de la designación y ratificación de Representantes de los Archivos de Trámite (RAT) de 75 Áreas en el ámbito nacional.

El Programa Anual de Capacitación 2017 en materia de archivos fue aprobado por el Comité de Transparencia y se llevó a cabo el curso-taller de Valoración Documental y Levantamiento de Inventario, contando con 72 participantes.

Se elaboró la Guía para la Organización de Expedientes, dando inicio al levantamiento de inventarios preliminares de expedientes de las unidades administrativas, otorgando capacitación, revisión y asesoría a los RAT para la organización de expedientes y el levantamiento de inventarios

Presupuesto basado en resultados:

Durante el primer semestre del año, el CENACE realizó los trabajos y las gestiones para alinear la matriz de indicadores para resultados (MIR) del programa presupuestario E568 “Dirección, coordinación y control de la operación del sistema eléctrico nacional” a los nuevos objetivos y atribuciones de la institución, los cuales surgieron de la reforma energética y de los distintos documentos normativos que emanaron de ella. De esta forma, el CENACE ha dado cumplimiento a la obligatoriedad de que su programa presupuestario tenga una MIR conforme a lo establecido en los Lineamientos Generales para la Evaluación de los Programas Federales de la Administración Pública Federal, adquiriendo el compromiso de hacer un uso eficiente de los recursos mediante una gestión pública transparente y eficaz.

Procesos:

Impartición de talleres para difundir la metodología contenida en la "Guía para la elaboración de los Manuales de Procedimientos del Centro Nacional de Control de Energía" y formalización de equipos interdisciplinarios e integración de programas de trabajo para documentar los procesos.

Se llevaron a cabo reuniones de trabajo con los especialistas de los diferentes procesos conforme al plan de trabajo denominado "Línea del Tiempo del Mapeo de Procesos 2017", para optimizar recursos y fomentar el uso de las herramientas tecnológicas disponibles en el CENACE, las reuniones de trabajo se llevan a cabo vía Webex.


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Tecnologías de la Información:

Con la finalidad de privilegiar el gobierno digital por medio del uso de documentos electrónicos para promover un gobierno sin papel, fueron habilitados en el periodo que se reporta, los siguientes procesos administrativos digitalizados: Manejo Estratégico de Seguimiento a Indicadores del CENACE (MESI), Sistema Integral de Gestión de Garantías (SIGGEF) y Cálculo REA (Responsabilidad Estimada Agregada).

Buscando propiciar la disponibilidad de información al ciudadano en forma de datos abiertos se conformó el “Grupo de Trabajo Institucional de Datos Abiertos” (GTIDA) del CENACE, dando a conocer el Plan de trabajo 2017, así como los conjuntos de datos que integrarán el Inventario de Datos Abiertos.

Se realizó la gestión de acceso del Administrador de Datos Abiertos del CENACE a la Plataforma de ADELA de la Presidencia de la República.

El GTIDA priorizó y seleccionó tres conjuntos de datos que se integraron al Plan de Apertura Institucional del CENACE, que se mencionan a continuación:

Consumo Mensual del Sistema Eléctrico Nacional

Desempeño y Evolución del Mercado Eléctrico Mayorista

Información Programática

El primer y tercer conjuntos de datos se encuentran liberados y publicados en el sitio de datos.gob.mx dando cumplimiento a las acciones comprometidas por el GTIDA.

Inversión e Infraestructura:

Se reportó el indicador trimestral de Inversión e Infraestructura referente al “Porcentaje de cumplimiento de las dependencias y entidades respecto al seguimiento del ejercicio de programas y proyectos de inversión” con un avance de cumplimiento del 100%.

XIII. LEY DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA Y SU REGLAMENTO. En cumplimiento a los Artículos 107 y 108 de la Ley de la Industria Eléctrica, así como las demás facultades señaladas en esta Ley, durante el primer semestre del año 2017 se llevaron a cabo las siguientes acciones:


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Reglas del Mercado y Disposiciones Operativas del Mercado El 8 de septiembre de 2015, se publicó en el DOF 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 y a las subastas de largo plazo. 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. Al respecto, se han enviado 18 anteproyectos de Manuales de Prácticas del Mercado, así como 1 anteproyecto de Guía Operativa y 1 anteproyecto de Aviso a la COFEMER, y al 30 de junio de 2017, se han publicado en el DOF los siguientes manuales y guía:

Subastas de Largo Plazo (19/11/2015) Estado de Cuenta, Facturación y Pagos (15/03/2016) Garantías de Cumplimiento (16/03/2016) Solución de Controversias (16/03/2016) Contratos de Interconexión Legados (13/05/2016) Mercado de Energía de Corto Plazo (17/06/2016) Sistema de Información del Mercado (4/07/2016) Registro y Acreditación de Participantes del Mercado (15/07/2016) Asignación de Derechos Financieros de Transmisión Legados (14/09/2016) Mercado para el Balance de Potencia (22/09/2016) Interconexión de Centrales de Generación con Capacidad menor a 0.5 MW

(15/12/2016) Transacciones Bilaterales y Registro de Contratos de Cobertura Eléctrica

(20/01/2017) Manual de Subastas de Mediano Plazo (12/06/2017) Guía Operativa de la Cámara de Compensación para Contratos asignados a través de

Subastas de Largo Plazo (23/06/2017). Primera Subasta Eléctrica de Largo Plazo de 2017 El 28 de abril de 2017, el CENACE emitió la convocatoria para participar en la Primera Subasta de Largo Plazo de este año, la cual tendrá por objeto permitir al suministrador de servicios básicos y otras entidades responsables de carga celebrar contratos de cobertura eléctrica en forma competitiva para satisfacer las necesidades de potencia, energía eléctrica acumulable y certificados de energía limpia que deban cubrir a través de contratos de largo plazo. Así como


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permitir a los interesados generar y vender dichos productos, competir en condiciones de transparencia para resultar asignatarios de contratos de cobertura eléctrica y contar con una fuente estable de pagos que contribuya a apoyar el financiamiento de las inversiones eficientes para desarrollar o repotenciar centrales eléctricas. El 8 de mayo de 2017, se publicaron las bases de licitación y será en el mes de noviembre de 2017 la publicación del fallo, así como la asignación de contratos. En marzo de 2018 se suscribirán los contratos con los participantes del mercado ganadores de esta subasta. A diferencia de las dos subastas anteriores de largo plazo, por primera vez podrán participar las Entidades Responsables de Carga que no sean suministro básico y la fecha de operación estándar será el 1° de enero de 2020. Asimismo, se incorpora en este proceso la Cámara de Compensación, por lo que las entidades responsables de carga, que no sean suministro básico, podrán registrar su oferta de compra adhiriéndose a la oferta de compra del suministrador básico proporcionalmente, por lo que la oferta de cada uno no podrá ser menor al 0.1%. Mercado de corto plazo El mercado de corto plazo inició operaciones el 27 de enero de 2016 en el Sistema de Baja California, el 29 de enero de 2016 en el Sistema Interconectado Nacional, y el 23 de marzo de 2016 en el Sistema Eléctrico de Baja California Sur. A junio de 2017, se tienen 49 contratos firmados con Participantes del Mercado, de los cuales 24 se encuentran operando en el mercado y 25 comenzarán a operar en cuanto concluyan el registro de sus activos ante el CENACE. De 82 interesados en participar en el mercado eléctrico mayorista el 29% está operando (24).

Gráfico No 1


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Gráfico No 2

Mercado para el Balance de Potencia El Mercado para el Balance de Potencia está diseñado para calcular precios que reflejan el valor de la Potencia. Cuando el sistema eléctrico cuenta con menos capacidad de generación que el óptimo, el precio de Potencia aumenta para atraer nuevas inversiones; cuando el sistema eléctrico cuenta con más capacidad de generación que el óptimo, el precio de Potencia baja para evitar inversiones innecesarias. De esta manera, el Mercado de Balance de Potencia fomenta la instalación de la cantidad eficiente de Centrales Eléctricas. El Mercado para el Balance de Potencia, como uno de los componentes del MEM, es operado por el CENACE dentro de los dos primeros meses posteriores al año de Producción. La realización del primer Mercado para el Balance de Potencia se llevó a cabo el 28 de febrero de 2017 y corresponde al año de producción 2016, arrojando los siguientes resultados: Potencia Anual Acreditada en las Zonas de Potencia que conforman el Sistema Eléctrico

Nacional (SEN): o Sistema Interconectado Nacional (SIN): 44,309.21 megawatts-año (MW-año). o Sistema Interconectado Baja California: 2,472.00 MW-año. o Sistema Interconectado Baja California Sur: 552.09 MW-año.

Precio Neto de Potencia:

o SIN: $1,207,324.428 (Pesos/MW-año). o Sistema Interconectado Baja California: $2,507,456.354 (Pesos/MW-año). o Sistema Interconectado Baja California Sur: $1,240,145.664 (Pesos/MW-año).


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XIV. DECRETO DE CREACIÓN DEL CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGÍA. En cumplimiento al Artículo Décimo Quinto del Decreto de Creación del CENACE, en el primer semestre del año se llevaron a cabo dos sesiones ordinarias del Consejo de Administración: la 14 Sesión Ordinaria el 23 de marzo y la 16 Sesión Ordinaria el 27 de junio. De estas sesiones destaca la presentación y aprobación de los siguientes temas:

Criterios de racionalidad, austeridad y disciplina del gasto 2017. Informe de Autoevaluación 2016. Estrategia de Tecnología Informática 2017. Programa Estratégico Anual del CENACE 2017. Creación del Comité de Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional.

Asimismo, el 29 de mayo se llevó a cabo la 15ª. Sesión Extraordinaria del Consejo de Administración en la que se aprobó la Modificación al Estatuto Orgánico del CENACE, misma que fue publicada en el Diario Oficial de la Federación el 19 de junio de este año.

XV. TRANSPARENCIA Y ARCHIVOS.

TRANSPARENCIA

Del 01 de enero al 30 de junio del 2017, a través del ejercicio del derecho de acceso a la información pública, se recibieron en CENACE un total de 174 solicitudes de información, de las cuales se tienen los datos siguientes:

Gráfico No. 1


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Gráfico No. 2

Del total de las 174 solicitudes de acceso a información recibidas en el periodo que se informa y, hasta el 30 de junio del 2017, se dio respuesta a 158 solicitudes por parte de la Unidad de Transparencia en coordinación con las Unidades Administrativas competentes con aprobación, en su caso, del Comité de Transparencia, de acuerdo con la siguiente tabla:

93, 59%

32, 20%

25, 16%

8, 5%

Gráfica 3. Por Modalidad de Respuesta

Entrega de Información en medioelectrónico

No es competencia del CENACE

Inexistencia de la información

Negativa por ser reservada oconfidencial

Gráfico No 3


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En el periodo que se informa, únicamente se recibieron 4 Recursos de Revisión, de los cuales, 2 fueron resueltos por el INAI confirmando la incompetencia manifestada por el CENACE y únicamente se instruyó que se formalizará por el Comité de Transparencia dicha respuesta a efecto de bridar certeza jurídica al solicitante.

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 80 formatos correspondientes a las 47 fracciones comunes y de los 18 formatos referentes a las fracciones específicas 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.

Asimismo, resulta importante precisar que la Unidad de Transparencia brindará constante acompañamiento y asesoría a todas las Unidades Administrativas responsables de realizar la carga de la información a efecto de actualizar, dentro de los periodos establecidos para tal efecto, la información de su competencia. Lo anterior con la finalidad de cumplir con lo establecido en la fracción XI del artículo 24 de la Ley General respecto de la obligación de publicar y mantener actualizada la información relativa a las obligaciones de transparencia.

Archivos

En el primer semestre del ejercicio 2017, el Área Coordinadora de Archivos del Centro Nacional de Control de Energía ha enfocado sus esfuerzos para fortalecer el Sistema Institucional de Archivos, realizando acciones concretas que a continuación se describen:

Actualización de la Estructura Operativa del Sistema Institucional de Archivos, mediante la designación o ratificación de los Responsables de Archivo de Trámite, del Responsable de Archivo de Concentración, del responsable del Área Coordinadora de Archivo y nombramiento de los Representantes ante el Comité Técnico de los Archivos del Ejecutivo Federal (COTECAEF).

Aprobación del Plan Anual de Desarrollo Archivístico 2017 por parte del Comité de Transparencia en la Quinta Sesión Ordinaria, tercer acuerdo de fecha 27 de enero de 2017.


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Aprobación del Programa Anual de Capacitación en materia de archivos 2017. Quinta Sesión Ordinaria, tercer acuerdo de fecha 27 de enero de 2017.

Aprobación de la "Guía de Operación para la Oficialía de Partes" por parte del Comité de Transparencia en la Segunda Sesión Ordinaria, Séptimo Acuerdo de 13 de enero de 2017.

Capacitación al personal involucrado e instauración de las instalaciones de la Oficialía de Partes del CENACE en las Oficinas Centrales de Don Manuelito en la Ciudad de México. Enero de 2017.

Publicación del “Informe Anual de Cumplimiento del Plan Anual de Desarrollo Archivístico 2016” y del “Plan Anual de Desarrollo Archivístico 2017” en el Portal de Obligación de Transparencia de fecha 7 de febrero de 2017.

Aprobación del Catálogo de Disposición Documental por parte del Comité de Transparencia en la Décimo tercera Sesión Ordinaria, acuerdo único, del 28 de febrero de 2017.

En marzo, se aplicó Curso-Taller de Valoración Documental y Registro de Inventario, a los responsables del Archivo de Trámite del CENACE.

Durante enero – junio del presente año, se elaboró el anexo técnico y demás documentación que integró el expediente y gestión del proyecto de un Sistema de Administración de Archivos y Gestión Documental en el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE)”.


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XVI. LEY DE ADQUISICIONES, ARRENDAMIENTOS Y SERVICIOS DEL SECTOR PÚBLICO.

LEY DE ADQUISICIONES, ARRENDAMIENTOS Y SERVICIOS DE SECTOR PÚBLICO

CONTRATACIONES EFECTUADAS EN EL

PERIODO ENERO – JUNIO 2017 EN PESOS MN

POR LICITACIÓN PÚBLICA $ 203,817,670.60 POR ARTÍCULO 1 ($) 22,288,103.00 POR ARTÍCULO 41 ($) FRACCIÓN I 0.00 FRACCIÓN II 0.00 FRACCIÓN III 218,231,395.00 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 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 ($) 13,660,962.41 PRESUPUESTO DE ADQUISICIONES, ARRENDAMIENTOS Y SERVICIOS PARA

EFECTOS DE CÓMPUTO DEL 70-30 DEL

ARTÍCULO 42 CUARTO PÁRRAFO ($)

457,998,131.01

% ARTÍCULO 42 RESPECTO AL PRESUPUESTO 2.98 %


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LEY DE OBRAS PÚBLICAS Y SERVICIOS RELACIONADOS CON LAS MISMAS

CONTRATACIONES EFECTUADAS EN EL

PERIODO ENERO – JUNIO 2017 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%


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

PRESUPUESTARIO.

Para el ejercicio fiscal 2017, se comprometieron las siguientes partidas de gasto, mismas que se presentan a continuación:

Propuesta Cifras de Disposiciones de Austeridad y Disciplina del Gasto 2017

(Pesos)

Partida Concepto Presupuesto Autorizado

% Reducción

Importe de Reducción

Importe Modificado

Importe Ejercido a Junio

Importe por Ejercer Julio‐Diciembre

26102 Combustible 6,481,892 3.0% 194,457 6,287,435 2,256,760 4,030,675

31101 Serv. De Energía Eléctrica 22,000,000 2.0% 440,000 21,560,000 6,084,446 15,475,554

31501 Serv. Telefonía Celular 3,404,666 3.0% 102,140 3,302,526 234,046 3,068,480

32302 Equipos de Fotocopiado 1,800,000 2.0% 36,000 1,764,000 23,575 1,740,425

33104 Asesoría y Consultoría 112,396,683 0.5% 1,573,554 110,823,129 13,447,481 97,375,648

35101 Mantto y Conservación de inmuebles 13,279,370 3.0% 398,381 12,880,989 1,460,454 11,420,535

35501 Mantto y Conservación de vehículos 1,242,616 2.0% 24,852 1,217,764 467,446 750,318

37201 Pasajes terrestres Nacionales 8,628,929 6.8% 586,767 8,042,162 436,790 7,605,372

37206 Pasajes terrestres Internacionales 2,601,891 2.0% 52,038 2,549,853 302,416 2,247,437

37501 Viáticos Nacionales 26,000,000 1.0% 1,248,000 24,752,000 3,918,771 20,833,229

38501 Gastos para alimentación 906,286 2.0% 18,126 888,160 80,417 807,743

T O T A L 198,742,333 4,674,314 194,068,019 28,712,602 165,355,417

En el mes de junio de 2017, se dieron a conocer internamente 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 4.7 millones de pesos ( MDP ), 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 eficientarlo.


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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.

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 presente fideicomiso la cantidad de $1,000 M.N. (Un mil pesos 00/100 Moneda Nacional) para su constitución.

Los Ingresos acumulados al 30 de junio del 2017 fueron de $9,129,416,444.04 (nueve mil ciento veintinueve millones cuatrocientos dieciséis mil cuatrocientos cuarenta y cuatro 04/100 M.N.)*

Los Egresos acumulados al 30 de junio del 2017 fueron de $8,099,903,752.46 (ocho mil noventa y nueve millones novecientos tres mil setecientos cincuenta y dos 46/100 M.N.)*

La Disponibilidad acumulada al 30 de junio del 2017 (capital inicial y los intereses) fue de $1,244,285,338.39 (mil doscientos cuarenta y cuatro millones doscientos ochenta y cinco mil trecientos treinta y ocho 39/100 M.N.).*

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.

$9,129,416,444.04 53%

$8,099,903,752.46 47%

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

Acumulado a Junio 2017(pesos)

Ingresos Egresos

Fuente: Estados financieros de BANSEFI.


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$675.80

$1,198.85

$801.88 $923.33

$2,321.95

$3,207.61

$437.71 $535.95

$1,696.78

$855.76

$1,716.59

$2,857.10

enero febrero marzo abril mayo junio

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

Enero‐ Junio 2017(Millones de pesos)

Ingresos Egresos

Fuente: Estados financieros de BANSEFI.


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5.- LITIGIOS EN PROCESO.

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

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

Se promovieron 12 juicios de nulidad, en contra de las resoluciones de 25 de enero de 2017, en que el Instituto Mexicano del Seguro Social, determinó reclasificar en materia de Seguro de Riesgo de Trabajo, al CENACE en la División 9, Grupo 94, Clase II, fracción 941 y prima del 1.13065%, con efectos a partir del 2 de agosto de 2016.

En materia laboral se atendieron dos juicios promovidos en contra de la Comisión Federal de Electricidad y el Centro Nacional de Control de Energía, expedientes 118/2016, 1430/13, los cuales se ventilan ante la Junta Especial 42 de la Federal de Conciliación y Arbitraje, con sede en Torreón, Coahuila.

Juicios de Amparo Juicios Administrativos

Juicios de Nulidad

Juicios Laborales

15 2 12 2

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.

XVIII. LOGROS.

CRECIMIENTO DE GENERADORES PRIVADOS EN EL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA El mercado de corto plazo comenzó con la participación de 3 generadores. Del total de los generadores que operan en el mercado el 63% son nuevos actores privados, independientes a la Comisión Federal de Electricidad.

1 2

8

0

5

10

15

20

25

30

2015 2016 2017

ACCIONES Y LOGROS EN LA CONSOLIDACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA DE TIEMPO REAL

El Mercado de Tiempo Real está compuesto por los procesos de: Asignación de Unidades de Tiempo Real (AUTR); Despacho Económico con Restricciones de Seguridad Multi-Intervalo (DERS-MI) y; el Despacho Económico con Restricciones de Seguridad Multi-Intervalo (DERS-I).

El proceso AUTR tiene como función principal manejar de forma más fina la asignación de unidades que previamente fue realizada en los procesos MDA o AUGC, en los cuales la asignación se realizó considerando intervalos horarios; para que la asignación de unidades

CFE

Privados

Acumulado de Participantes del Mercado operando


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quede establecida en términos de intervalos de menor tiempo (quince-minutales). La Asignación de Unidades en Tiempo Real se ejecuta una vez cada hora con un horizonte de tiempo de 8 intervalos quince-minutales (dos horas) en adelanto, reasignando unidades en función de los resultados del pronóstico intra-horario para la demanda y de la generación intermitente, enfrentando además problemas de sobrecarga en enlaces interregionales o indisponibilidades en la generación despachada.

El proceso DERS-MI tiene como objetivo determinar los puntos base económicos de las Unidades de Central Eléctrica que estén operando en el modo manual, asignar los servicios de reservas y calcular los Precios Marginales Locales y los Precios Marginales de los Servicios Conexos. Este modelo se ejecuta cada quince minutos con un horizonte de cuatro intervalos quince-minutales (una hora) en adelanto.

El proceso DERS-I tiene como objetivo determinar los puntos base económicos de las Unidades de Central Eléctrica que cuentan con infraestructura de Control Automático de Generación (CAG) y que formen parte del conjunto de Unidades que operan en regulación secundaria, así como sus factores de participación. Este modelo se ejecuta cada cinco minutos para las condiciones operativas vigentes de la última solución disponible del estimador de estado y en forma coordinada con la solución quince-minutal del modelo.

Los tres procesos anteriormente descritos, actualmente ya se encuentran implementados y en periodo de sintonización para los Sistemas Interconectados Nacional y Baja California. Para ambos sistemas, durante el primer semestre del 2017, el CENACE ha comunicado a los operadores de las Unidades de Central Eléctrica (UCE) las instrucciones de arranques y paros, así como las instrucciones de generación objetivo y las asignaciones de reservas calculados por los procesos del Mercado de Tiempo Real a través de la interfaz del Registro de Instrucciones de Despacho (RID).

Las acciones que se emprendieron durante el primer semestre del 2017 enfocadas a consolidación de los procesos del Mercado de Tiempo real son:

• Durante los meses de abril y mayo se realizaron varias pruebas considerando una sola zona de reserva en el Sistema Baja California, en lugar de las dos zonas que hasta la fecha se están empleando (Valle y Costa) para el cálculo de los Precios Marginales de Servicios Conexos, estas pruebas se realizaron como propuesta de solución a los elevados precios de energía y Servicios Conexos ocasionados por la escasez de reservas presentada en el sistema. Para la zona de reserva Valle, solo se cuenta con una unidad de central eléctrica de Ciclo Combinado para aportar la reserva de regulación


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secundaria, lo que ocasiona que ante cualquier cambio de configuración de dicha Central la zona de reserva se quede sin reserva de regulación; generando déficit de reservas operativas y, por lo tanto, precios altos para energía y Servicios Conexos. Adicionalmente, no existe oferta de reserva no rodante para dicha zona. En caso contrario para la zona de reserva Costa, existen dos unidades que ofertan reserva de regulación. Para la realización de las pruebas para una sola zona de reserva, se consideraron las reservas a nivel sistema (una zona de reserva) en los procesos del MDA, AUGC y DERS-MI; dando como resultado la eliminación escasez de reservas y disminuyendo con esto, el número de paros y arranques de unidades.

• Durante el mes de mayo se agregaron nuevas restricciones al modelo de optimización con la finalidad de evitar que la reserva de regulación sea asignada en su totalidad a una sola Unidad de Central Eléctrica, lo que no cumple con los criterios de confiabilidad y operación del Sistema Interconectado Baja California. Las nuevas restricciones son las siguientes: número mínimo de unidades que participan en la regulación secundaria por zona de reserva y número mínimo de MW de regulación secundaria que pueden asignarse a cada unidad, definido como un porcentaje de la oferta de reserva de regulación secundaria de cada unidad.

• Implementación de mejoras a la interfaz de monitoreo del pronóstico de demanda de tiempo real. Dicha herramienta actualmente se encuentra instalada y operando en las consolas de la sala de operación del Centro Nacional.

• Implementación de un mecanismo para determinar un único NodoP considerando los cambios en la configuración de las subestaciones debido a maniobras en la red eléctrica.

• Adecuación del modelo de optimización para que considere el porcentaje de relajación de límites de los enlaces de transmisión en ambos sentidos, en lugar de un solo sentido del flujo.

• Implementación un mecanismo para determinar precios promedio horarios de tiempo real para liquidaciones del Mercado Eléctrico Mayorista. Dicho mecanismo emplea los resultados de precios quince minutales del proceso DERS-MI para obtener los precios horarios.

• Dentro del proceso de sintonización de los procesos del MTR y la interfaz RID, se generaron reportes al INEEL de inconsistencia e infactibilidades diarios del MTR y de la interfaz RID.


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Derivado de que los procesos del Mercado de Tiempo Real se encuentran en etapa de sintonización, a partir del 27 de enero del 2017, se realiza el cálculo de precios de energía del Mercado de Tiempo Real a través de un proceso Ex-Post, para los tres sistemas interconectados: Nacional, Baja California y Baja California Sur.

Para lograr la ejecución del proceso Ex-Post, se implementó un proceso de extracción de los resultados del proceso de estimación de estado del día de operación ya ocurrido, con la finalidad de obtener la información que caracteriza la red eléctrica que estaba en servicio, los valores de las potencias de generación de las Unidades de Central Eléctrica conectadas a la red, la demanda nodal y los flujos de potencia activa en elementos de la red específicos. Adicional a todo lo anterior, se implementaron mecanismos para la construcción automática de las curvas de demanda de reservas para su uso en el proceso Ex-post, misma que se emplean en la ejecución de los procesos del Mercado de Tiempo Real; dichas curvas permiten relajar en forma gradual los requerimientos de reservas cuando se presentan situaciones de escasez.

Para el Mercado de Tiempo Real, a partir del 27 de enero de presente año, se inició en el Sistema de Información de Mercado (SIM) la publicación de los Precios de Tiempo Real para NodosP y Zonas de Carga, el requerimiento de reservas, las ofertas de compra y venta de energía eléctrica y Servicios Conexos en el Mercado de Tiempo Real, las cantidades asignadas de energía eléctrica y de Servicios Conexos, así como las instrucciones de arranque y paro de unidades generadoras conforme a los tiempos de publicación establecidos en las Bases del Mercado.

VINCULACIÓN INTERNACIONAL

Mejoramiento de la confiabilidad de los sistemas eléctricos de México y Estados Unidos.

El 7 de enero de 2017, en la Ciudad de México, los gobiernos de México y de Estados Unidos firmaron los Principios de Confiabilidad Eléctrica. En la firma del documento estuvieron representantes de la SENER, la CRE)y el CENACE; mientras que, por parte del gobierno estadounidense, participaron representantes del Departamento de Energía (DOE) y la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC).


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En este documento se sentaron las bases de una relación de cooperación duradera y eficaz en materia de confiabilidad y seguridad de los sistemas eléctricos de los dos países para asegurar el correcto funcionamiento de ambos sistemas, el intercambio regular de fluido eléctrico y la previsión de contingencias. El fin último de estas actividades es consolidar a América del Norte como una de las regiones más competitivas en materia energética.

Firma de instrumentos de cooperación con las entidades de Brasil a cargo de la planeación y operación del sistema eléctrico

Del 30 de enero al 3 de febrero de 2017, una delegación de funcionarios de alto nivel del CENACE realizó una visita de trabajo a la ciudad de Rio de Janeiro, Brasil, con la finalidad de reforzar la colaboración con entidades del sector eléctrico de ese país, incluyendo al Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS), la Empresa de Investigaciones en el Sector Energía (EPE) y el Centro de Investigaciones en Energía Eléctrica (CEPEL).

En el marco de esta visita, CENACE firmó un Acuerdo de Intercambio y Cooperación con ONS y un Memorando de Entendimiento de Cooperación Técnica con EPE. Estos instrumentos internacionales buscan reforzar las capacidades técnicas del CENACE en materia de planeación y operación de la red, en temas que incluyen la integración de energía renovable intermitente, la transmisión de ultra alto voltaje, la evaluación técnica y económica de proyectos de transmisión y transformación, y la capacitación especializada de capital humano.

Fortalecimiento de la cooperación con la North American Electric Reliability Corporation (NERC) de los Estados Unidos

El 8 de marzo de 2017, en la ciudad de Washington, Estados Unidos, la CRE y el CENACE firmaron un Memorando de Entendimiento con la NERC, a fin de establecer un marco de cooperación para mejorar la confiablidad de los sistemas eléctricos en ambos países.

Este memorando reconoce las interconexiones existentes y en crecimiento entre México y los Estados Unidos, así como el rol que cada una de las partes asumirá para apoyar y sustentar la confiabilidad eléctrica. El Memorando de Entendimiento establece un mecanismo de cooperación para la identificación, evaluación y prevención de riesgos de confiabilidad con miras a fortalecer la seguridad, resiliencia y confiabilidad de la red eléctrica.


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El 30 de mayo de 2017, en las instalaciones del CENACE en la Ciudad de México, tuvo lugar la Primera Sesión del Grupo Directivo del Memorando de Entendimiento, que tiene como responsabilidades, entre otras, aprobar el Programa Anual de Trabajo. Esta reunión tuvo entre otros objetivos, iniciar los trabajos de los grupos técnicos que desarrollarán los temas prioritarios entre las instituciones involucradas, así como los esquemas de financiamiento y gobernanza.

En ese sentido, se aprobó la composición de cuatro grupos técnicos en los temas de Ciberseguridad, Estándares de Confiabilidad, Evaluación de la Confiabilidad y Confiabilidad de la Operación. Estos grupos de trabajo sesionaron el miércoles 31 de mayo para acordar sus reglas de operación, así como para discutir el Programa Anual de Trabajo y el Cronograma Maestro.

Contribución al Programa APEC-PREE

El 9 de marzo de 2017, se llevó a cabo una visita al CENACE de un grupo de expertos del Mecanismo de Revisión de Expertos en materia de Eficiencia Energética (APEC Peer Review on Energy Efficiency PREE), que se enmarca en el Foro de Cooperación Económica Asia-Pacífico (APEC), iniciativa económica regional de carácter voluntario, establecida en 1989 para aprovechar la creciente interdependencia de la región Asia-Pacífico. A través de este mecanismo, las 21 economías miembros de APEC buscan generar una mayor prosperidad para los habitantes de la región promoviendo un crecimiento balanceado, inclusivo, sostenible, innovador y seguro que acelere la integración económica regional.

La SENER desplegó un esfuerzo interinstitucional para cubrir los aspectos más relevantes de la agenda nacional de eficiencia energética en el marco de esta visita y consideró que el CENACE debía formar parte del mismo.

El APEC-PREE representa una de las vías para lograr la meta aspiracional de reducir la intensidad energética en la región Asia Pacífico en por lo menos 25% al 2030, usando 2005 como año base.

Esta visita de expertos del APEC-PREE constituye el primer mecanismo de cooperación en materia energética entre APEC y el gobierno mexicano, del cual el CENACE fue parte indispensable, al proveer a los expertos una aproximación al proceso de despacho de energía eléctrica para optimizar los recursos energéticos disponibles en el país.


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Reforzamiento de la colaboración con el Gobierno de Dinamarca – Energinet.DK

La cooperación técnica entre CENACE y ENERGINET.DK se estructura en siete componentes sobre temas que cubren códigos de red, pronósticos, planeación, flexibilidad del sistema, líneas de alta tensión de corriente directa y aspectos de operación en general.

Como antecedente, el 26 de junio de 2015, el CENACE y Energinet.DK de Dinamarca firmaron un Memorándum de Entendimiento para la integración de las energías renovables en el sistema eléctrico, para el intercambio de información, mejores prácticas y la transferencia de conocimiento.

Durante la primera mitad de 2017, finalizó la primera fase de la cooperación técnica con ENERGINET.DK, y se consideraron al menos seis actividades para la segunda fase. Durante enero y febrero de 2017, se avanzó en acordar con ENERGINET.DK los temas que se incluirían en la segunda cooperación que se previó iniciar en julio de 2017.

- El 15 de junio en la Ciudad de México, se llevó a cabo la Cuarta Reunión del Grupo Directivo del Programa de Mitigación del Cambio Climático y Energía (CCMEP) Dinamarca-México.

- El objetivo de la reunión fue presentar los logros de la primera fase del Programa CCMEP.

- Durante la misma, se discutieron los componentes de cambio climático, eficiencia energética, energía renovable y atlas eólico, así como la presentación del presupuesto ejercido a esa fecha.

- Representantes de la Embajada de Dinamarca en México, Agencia Danesa de Energía, SENER, SEMARNAT, CONUEE, Instituto Nacional de Ecología y Cambio Climático, también estuvieron presentes en la reunión.

Participación en la Misión a Canadá en la Temática de Energías Limpias y Electricidad

Del 14 al 20 de mayo de 2017, funcionarios del CENACE formaron parte de una misión a las ciudades de Toronto, Ottawa y Montreal, en Canadá, cuyo objetivo fue conocer las capacidades de ese país en materia de innovación, investigación, desarrollo tecnológico y formación de talento en la generación, transmisión, planeación y operación de sistemas eléctricos.


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La misión fue organizada por la SENER y la Embajada de Canadá en México, y además de la participación del CENACE, estuvo compuesta por funcionarios de la Subsecretaría de Electricidad y Subsecretaría de Planeación y Transición Energética de la SENER, del Centro Mexicano de Innovación en Energía, de la Comisión Federal de Electricidad, del Instituto de Energía Renovable de la UNAM, del Instituto Mexicano de Tecnología del Agua y del Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias.

En el marco de la visita, se sostuvieron reuniones con empresas e instituciones canadienses relevantes para el CENACE, entre las cuales destacan el Operador Independiente del Sistema Eléctrico de Ontario, Asociación Canadiense de Electricidad, Universidad de Alberta, Recursos Humanos de Canadá en materia de Electricidad, Toronto Hydro-Desarrollo de Centro de Almacenamiento de Energía y CEGEP Jonquiere (programa de preparación técnica para la formación de recursos humanos en energías renovables).

- Durante estas reuniones, se abordaron, entre otros, temas de cooperación en materia de operación, planeación y transmisión del sistema eléctrico, así como desarrollo tecnológico y formación de talento en esas áreas.

La participación del CENACE en esa misión, promovió su imagen internacional, específicamente en la región de América del Norte, y fortaleció las iniciativas de cooperación emprendidas con Canadá, que incluyen la 12ª Reunión Anual de la Alianza México Canadá y la 3ra Misión de Negocios de Empresas de Energía de Alberta a México.

De igual manera, la visita sirvió para explorar sinergias entre organizaciones de México y Canadá, identificar innovaciones tecnológicas, programas de capital humano y oportunidades comerciales y de cooperación valiosos para México.

Fortalecimiento de la cooperación técnica con la Cooperación Alemana al Desarrollo (GIZ)

El 8 de junio de 2017, se firmó en las instalaciones del CENACE, Ciudad de México, el Memorando de Entendimiento (MoU) entre ese Organismo, la Cooperación Alemana al Desarrollo Sustentable en México (GIZ) y la empresa alemana energy & meteo systems.

Este instrumento de cooperación establece las bases para que las partes firmantes implementen actividades conjuntas que fortalezcan el empleo de modelos de pronósticos de corto plazo de generación solar y eólica en México.


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Con la firma de este instrumento, el CENACE podrá aprovechar la experiencia alemana para fortalecer sus capacidades institucionales en el diseño, uso y aplicación de modelos de pronósticos de corto plazo de generación renovable en México para mejorar sus operaciones.

En el marco de la firma de ese instrumento, el mismo 8 de junio, se llevó a cabo el taller “Mejores prácticas de pronósticos de generación de corto plazo de energía eólica y solar para su integración a la red”, impartido por energy & meteo systems.

- Este Taller forma parte de la colaboración de GIZ a través del proyecto “develoPPP.de”, el cual fue desarrollado con CENACE, el “Programa Bilateral Mexicano – Alemán, Energía Solar a Gran Escala en México (DKTI Solar) de la GIZ” y energy & meteo systems, con el objetivo de fortalecer capacidades en el sector energético mexicano respecto al uso e implementación de modelos de predicción de generación de energía.

- Expertos de la SENER, la CRE, el CENACE, la empresa energy & meteo systems, así como de la iniciativa privada, participaron en el taller.

VINCULACIÓN NACIONAL

Adhesión al WECMEX (Consejo Mundial de la Energía – Capítulo México)

El 31 de mayo de 2017, CENACE se adhirió a esta iniciativa mundial que en el capítulo para México agrupa a la mayoría de las dependencias del sector energético, así como empresas privadas, muchas de ellas de talla internacional.

Al adherirse al WECMEX, el CENACE será parte de un esfuerzo institucional, en el cual participan las principales dependencias gubernamentales del sector energético. Asimismo, este Organismo podrá aprovechar la plataforma que provee dicha iniciativa para mejorar su posicionamiento y proyección en el contexto nacional e internacional, así como para estrechar los lazos de colaboración con los miembros del Consejo Mundial de Energía tanto internacionales como en México.

Durante la 70ª Reunión del Consejo Directivo del WECMEX se aprobó la designación del Director General del CENACE como Vicepresidente de Programas y Eventos.


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Del 15 al 17 de junio, el Director General formó parte del Panel “Apertura del Mercado Eléctrico”, en el marco del IX Congreso Anual Conjunto de Asociaciones del Sector Energético, celebrado en Acapulco, Guerrero.

Con la participación en este evento se fortaleció la imagen institucional del Organismo y sus relaciones con diversas organizaciones públicas, privadas, académicas y civiles del sector energético en México.

Asimismo, se contó con acceso a información de primera mano de diferentes panelistas, muchos de ellos líderes de sus respectivas organizaciones, sobre los desafíos y logros derivados de la promulgación y subsecuente implementación de la Reforma Energética en México.

Participación en la Primera Sesión del Grupo de Colaboración CENACE-CENAGAS

El 27 de marzo de 2017, en la Ciudad de México, se llevó a cabo la primera sesión de colaboración de Directivos de primer nivel de CENACE y CENAGAS.

Entre los principales resultados de esta reunión, ambos organismos reforzaron sus compromisos de cooperación y acordaron actualizar el Convenio de Coordinación entre ellas.


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6. OTROS TEMAS.

XIX. CAPACITACIÓN A LOS PARTICIPANTES DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA Y

PERSONAS QUE LO REQUIERAN.

A partir de la experiencia y resultados obtenidos en el Programa de Capacitación en Temas del MEM 2016, el CENACE diseñó, planeo y lleva a cabo el Programa de Capacitación en Temas del Mercado Eléctrico Mayorista 2017, con cursos dirigidos a los candidatos a Participantes del Mercado Eléctrico Mayorista que deseen Registrarse y Acreditarse en alguna de sus modalidades, a autoridades, investigadores y todo aquel que lo requiriera.

Tomando en consideración el incremento de empresas interesadas en desempeñar alguno de los roles del MEM y que en 2016 los alumnos solicitaron tomar los cursos en el interior de la República Mexicana, dentro del Programa para 2017 se incorporaron nuevas Sedes en las que ofertamos los siguientes 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 el 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.

CENACE publicó su portal web el Programa de Capacitación en temas del Mercado Eléctrico Mayorista:

http://www.CENACE.gob.mx/Paginas/Publicas/MercadoOperacion/Capacitacion.aspx


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Curso Básico del Mercado Eléctrico Mayorista.

Consultar sección “Programa Cursos BMEM 2017” en la liga:

http://www.CENACE.gob.mx/Paginas/Publicas/MercadoOperacion/CursoMEM.aspx

No. de Cursos (25) Mes Sede

1 Febrero CDMX 2

Marzo CDMX

1 Mexicali 1

Abril CDMX

1 Monterrey 2

Mayo

CDMX 1 Hermosillo 1 Mexicali 1 Monterrey 2

Junio CDMX

1 Guadalajara 1 Mérida 2

Agosto CDMX

1 Puebla 2

Septiembre CDMX

1 Monterrey 2 Octubre CDMX 2 Noviembre CDMX

Gráfico No. 1


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Curso de Registro y Acreditación de Participantes. Consultar sección “Programa Curso RyAPM 2017” en la liga:

http://www.CENACE.gob.mx/Paginas/Publicas/MercadoOperacion/RegistroAcred_PM.aspx

No. de Cursos (7) Mes Sede

1 Febrero CDMX

2 Marzo CDMX

1 Abril CDMX

1 Mayo CDMX

1 Mayo Mexicali

1 Junio Mérida Gráfico No. 2

Con base en la experiencia del 2016, para el 2017 se estimó una demanda potencial de aproximadamente 1,000 personas interesadas en tomar dichos cursos de capacitación lo cual dio lugar al Programa de Capacitación en Temas del MEM 2017. En el primer semestre del 2017, 1,084 personas ya habían registrado su interés en tomar estos cursos de capacitación, de las cuales 905 descargaron referencia bancaria, 698 para el CBMEM y 207 para el CRyAPM.

297

525

666 738

801 886

958 1,020

1,084

236

384

544 645

697 749

802 859

905

157

268

386 468

515 562

613 657 698

79 116 158 177 182 189 199 202 207

0

200

400

600

800

1,000

1,200

24-ene 19-feb 17-mar 12-abr 08-may 03-jun 29-jun

Demanda de Cursos de Capacitación del MEM

Total Registrados en SICE Total Ref. Bancarias Ref. Bancarias CBMEM Ref. Bancarias CRYAPM

Gráfico No. 3


de la Gestión



A la fecha del presente Informe, de los que descargaron referencia y pagaron, se inscribieron 459 personas en el CBMEM y 127 en el CRyAPM.

39

162

230

290

352

427 459

18

60 87

108 112 124 127

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

24-ene 19-feb 17-mar 12-abr 08-may 03-jun 29-jun

Demanda de Cursos de Capacitación del MEM

Inscritos al Curso Básico del Mercado Inscritos al Curso Registro y Acreditación de PM

Gráfico No. 4

Cada curso incluye una evaluación inicial de diagnóstico y una evaluación final, en esta última el resultado generalmente se ubicó en niveles de 90 puntos o más como a continuación se muestra:

6655 52

6052

65 5970

58 53 57 6150 55 59

9590 93 94 94 93 93 94 97

91 93 94 9387

92

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

G01 G02 MXL01 G03 MTY01 G04 G05 MTY02 HMO01 MXL02 G06 GDL01 G07 MID01 G08

Promedio calificaciones alumnos CBMEM

Examen Diagnóstico Examen final

Sedes:G: CDMXMXL: MexicaliMTY: MonterreyHMO: HermosilloGDL: GuadalajaraMID: Mérida

Gráfico No. 5


de la Gestión



5546 42

5241 43

91 9093

90 97 91

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

G01 G02 G03 G04 MXL01 MID01

Promedio calificaciones alumnos CRyAPM

Examen diagnóstico Examen final

Sedes:G: CDMX MXL: Mexicali MID: Mérida

Gráfico No. 6

La percepción de los alumnos sobre la calidad de los cursos y los beneficios recibidos fue la siguiente:

89

96 96

93

88

93

88

97 98

9295

98

94 9491

87

95 95

93

89

95

87

95

97

94

9697

9493

90

80

82

84

86

88

90

92

94

96

98

100

G1 G2 MXL01 G03 MTY01 G04 G05 MTY02 HMO01 MXL02 G06 GDL01 MID01 G07 G08

Evaluación del CBMEM

Evaluación al Curso Percepción Inversión/Beneficio

Sedes:G: CDMXMXL: Mexicali MTY: Monterrey HMO: Hermosillo GDL: Guadalajara MID: Mérida

Gráfico No. 7


de la Gestión



9593

89 90

9593

95

93

87

89

94

91

80

82

84

86

88

90

92

94

96

98

100

G01 G02 G03 G04 MXL01 MID01

Evaluación del CRyAPM

Evaluación al Curso Percepción Inversión/Beneficio

Sedes:G: CDMX MXL: Mexicali MID: Mérida

Gráfico No. 8

XX. CAPACITACIÓN PERSONAL DE SUBDIRECCIÓN DE PLANEACIÓN.

La Subdirección de Planeación llevó a cabo cursos dirigidos a personal técnico de la propia Subdirección y de las Gerencias de Control Regionales, con el objetivo de ampliar los conocimientos técnicos del proceso de planeación de la expansión del sistema, interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga.

Los cursos fueron:

• Análisis de Sistemas Eléctricos de Potencia del 6 al 10 de marzo de 2017 con 16 participantes, duración 40 horas.

• Revisión de los Códigos de Red de Centrales Eléctricas, Centros de Carga y elementos de Corriente Directa. Se contó con la participación de Energinet.dk operador del sistema de Dinamarca como instructor, también participo personal de la CRE, del 21 al 23 de marzo de 2017 con 13 participantes duración 20 horas.

• Operación flexible de Sistemas Eléctricas. Se contó con la participación de Energinet.dk operador del sistema de Dinamarca como instructor, del 2 al 4 de mayo de 2017 con 16 participantes duración 20 horas.


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• Modelado de elementos del Sistema Eléctrico del 29 de mayo al 2 de junio de 2017 con 12 participantes, duración 40 horas.

• Procedimientos de Planeación del 12 al 16 de junio de 2017 con 12 participantes, duración 80 horas.

• Revisión del Código de Red de Planeación y Evaluación de Proyectos. Se contó con la participación de Energinet.dk operador del sistema de Dinamarca como instructor, del 13 al 15 de junio de 2017 con 19 participantes duración 20 horas.

• Modelado de la Red Nacional de Transmisión con EMTP-RV, del 19 al 23 de junio de 2017 con 12 participantes duración 40 horas.

• EMTP-RV, modelado y simulación de transitorios. Con instructor proporcionado por empresa proveedora de Software Powersys Inc, del 26 al 30 de junio de 2017 con 26 participantes, duración 40 horas.

• Técnicas de pronóstico del 17 al 20 de junio de 2017 con 20 participantes, duración 24 horas.

• Unidades de medición fasorial y aplicaciones el 2 de agosto de 2017 con 31 participantes, duración 6 horas.


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ANEXO 1

SISTEMA DE INFORMACIÓN DE MERCADO

Tabla de avances de publicación

Publicaciones

Área SIM

Publicaciones

Públ

ica

http

://w

ww

.cen

ac

Precios Marginales Locales MDA

Requerimientos Totales de Servicios Conexos en el MDA

Metodología para el cálculo de los Requerimientos de Servicios Conexos

Precios de Servicios Conexos en el MDA

Cantidades Asignadas de Energía Eléctrica en el MDA

Cantidades Asignadas de Servicios Conexos en el MDA

Cantidades totales asignadas de Energía Eléctrica y Servicios Conexos en el MDA por PM

Catálogo de NodosP

Resultados de las Subastas de Largo Plazo

Niveles de pérdidas aprobadas por la CRE

Información sobre el Mercado para el Balance de Potencia

Demanda Real del Sistema – Por balance

Información sobre Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional

Niveles de embalse

Modelos generales de Planeación

Colas de Interconexión

Catálogo de cursos de capacitación para Participantes del Mercado

Normatividad sobre el MEM

Reglas del Mercado

Reportes semanales sobre el desempeño del mercado

Actas y minutas del Consejo de Administración

Cuota de Registro de PM


de la Gestión



Cer

tific

ada

Ofertas de compra y venta de Energía Eléctrica y Servicios Conexos en el MDA

Ofertas de compra y venta en las Subastas de Largo Plazo

Asignación y despacho de Unidades de Central Eléctrica

Programas de Importación y Exportación en el MDA

Obligaciones de Servicios Conexos en el MDA

Estado de solicitudes de conexión e interconexión

Estudios completos de las solicitudes de conexión e interconexión

Estado de las solicitudes de salida de los PM

Estados de Cuenta

Facturación

Segu

ra* Reporte de límites operativos en corredores de transmisión

Información de planeación del SEN

* Actualmente en desarrollo, mientras éste se concluye, los contenidos se publican temporalmente dentro del Área Certificada.

Área SIM Publicaciones


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ANEXO 2

ESTRUCTURA ORGÁNICA

El Consejo de Administración en su Sesión 14 Ordinaria, celebrada el 23 de marzo de 217, 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 Tai Durango Uno, S.A.P.I. de C.V. Renovable 06-ene-17 Terminada2 Energía Azteca VIII, S. de R.L. de C.V. Convencional 10-ene-17 Terminada3 Iberdrola Energía del Golfo, S.A. de C.V. Convencional 11-ene-17 Terminada4 Iberdrola Energía Monterrey, S.A. de C.V., Central Dulces Nombres Convencional 11-ene-17 Terminada5 Iberdrola Energía Monterrey, S.A. de C.V. Convencional 11-ene-17 Pendiente6 Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro, S. de R.L. de C.V. Renovable 19-ene-17 Terminada7 Proveedora de Electricidad de Occidente, S. de R.L. de C.V. Renovable 19-ene-17 Terminada8 México Generadora de Energía, S. de R.L. Convencional 24-ene-17 Terminada9 Iberdrola Cogeneración Altamira, S.A. de C.V. Renovable 23-ene-17 Terminada10 Iberdrola Energía Monterrey, S.A. de C.V., Central Dulces Nombres Convencional 24-ene-17 Terminada11 Los Santos Solar I, S.A.P.I. de C.V. Renovable 31-ene-17 Terminada12 Iberdrola Cogeneración Ramos, S.A. de C.V. Renovable 08-feb-17 Terminada13 Iberdrola Energía del Golfo, S.A. de C.V. Convencional 08-feb-17 Terminada14 Energía de Ramos, S.A.P.I. de C.V. Convencional 20-feb-17 Terminada15 Techgen, S.A. de C.V. Convencional 07-feb-17 Terminada16 Eólica los Altos, S.A.P.I. de C.V. Renovable 13-feb-17 Terminada17 Hidrorizaba II, S.A. de C.V. Renovable 15-feb-17 Terminada18 Iberdrola Energía del Golfo, S.A. de C.V. Convencional 15-feb-17 Terminada19 Ventika II, S.A.P.I. de C.V. Renovable 15-feb-17 Terminada20 Iberdrola Energía La Laguna, S.A. de C.V. Convencional 01-mar-17 Terminada21 Parques Ecológicos de México, S.A. de C.V. Renovable 01-mar-17 Terminada22 Iberdrola Energía Monterrey, S.A. de C.V. Convencional 01-mar-17 Terminada23 Sistemas Energéticos SISA, S.A. de C.V., Planta II Renovable 02-mar-17 Terminada24 Compañía Fotoeléctrica de Ciudad Victoria, S.A. de C.V. Renovable 02-mar-17 Terminada25 Compañía Eólica La Mesa, S.A. de C.V. Renovable 02-mar-17 Terminada26 Fuerza y Energía de Tuxpan, S.A. de C.V. Convencional 03-mar-17 Terminada27 Especialidades Médicas Kenmex, S.A. de C.V. Convencional 03-mar-17 Pendiente28 Eólica El Retiro, S.A.P.I. de C.V. Renovable 02-mar-17 Terminada29 Eurus, S.A.P.I. de C.V. Renovable 02-mar-17 Terminada30 Eólica de Coahuila, S.A. de C.V. Renovable 08-mar-17 Terminada31 Eólica Zopiloapan, S.A.P.I. de C.V. Renovable 06-mar-17 Terminada32 Igsapak Cogeneración, S.A.P.I. de C.V. Renovable 10-mar-17 Terminada33 Spectrum Brands HHI México, S. de R.L. de C.V. Convencional 14-mar-17 Pendiente34 Simec Internacional 6, S.A. de C.V. Convencional 14-mar-17 Pendiente35 Vidrio y Cristal del Noroeste, S.A. de C.V. Convencional 14-mar-17 Pendiente36 Kenworth Mexicana, S.A. de C.V. Convencional 14-mar-17 Pendiente37 Productos Urólogos de México, S.A. de C.V. Convencional 14-mar-17 Pendiente38 Parque Solar Coahuila, S.A.P.I. de C.V. Renovable 23-mar-17 Terminada


de la Gestión



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No. Razón Social Fuente de energía Fecha de recepción

Estado de la solicitud

39 Juárez Renovables, S.A.P.I. de C.V. Renovable 21-mar-17 Pendiente40 El Rollo Solar, S.A.P.I. de C.V. Renovable 21-mar-17 Pendiente41 Energía Infra, S.A.P.I. de C.V. Renovable 17-mar-17 Terminada42 Procesamiento Energético Mexicano, S.A. de C.V. Renovable 22-mar-17 Terminada43 Iberdrola Energía del Golfo, S.A. de C.V. Convencional 31-mar-17 Pendiente44 Iberdrola Energía Altamira, S.A. de C.V. Convencional 31-mar-17 Pendiente45 Iberdrola Energía Tamazunchale, S.A. de C.V. Convencional 31-mar-17 Pendiente46 Iberdrola Cogeneración Altamira, S.A. de C.V. Renovable 31-mar-17 Terminada47 Iberdrola Cogeneración Bajío, S.A. de C.V. Renovable 06-abr-17 Pendiente48 Energía de Ramos, S.A.P.I. de C.V. Convencional 07-abr-17 Terminada49 Iberdrola Energía Tamazunchale, S.A. de C.V. Convencional 06-abr-17 Pendiente50 Iberdrola Energía Monterrey, S.A. de C.V. Convencional 06-abr-17 Pendiente51 Sistemas Médicos Alaris, S.A. de C.V. Convencional 07-abr-17 Pendiente52 Los Santos Solar I, S.A.P.I. de C.V. Renovable 11-abr-17 Terminada53 Productos Urólogos de México, S.A. de C.V. Convencional 24-abr-17 Pendiente54 Energía Limpia de Palo Alto, S. de R.L. de C.V. Renovable 24-abr-17 Pendiente55 Compañía Eólica La Mesa, S.A. de C.V. Renovable 04-may-17 Pendiente56 Compañía Eólica Vicente Guerrero, S.A. de C.V. Renovable 04-may-17 Pendiente57 Compañía Eólica de Tamaulipas, S.A. de C.V. Renovable 04-may-17 Terminada58 Igsapak Cogeneración, S.A.P.I. de C.V. Renovable 09-may-17 Terminada59 Energía de Pachuca, S.A.P.I. de C.V. Renovable 11-may-17 Terminada60 Dominica Energía Limpia, S. de R.L. de C.V. Renovable 06-mar-17 Pendiente61 Tampico Renewable Energy, S.A.P.I. de C.V. Renovable 15-may-17 Terminada62 Sistemas Energéticos SISA, S.A. de C.V. Renovable 15-may-17 Pendiente63 Sistemas Energéticos SISA, S.A. de C.V., Planta II Renovable 12-may-17 Pendiente64 La Bufa Wind, S.A.P.I. de C.V. Renovable 15-may-17 Terminada65 Parques Ecológicos de México, S.A. de C.V. Renovable 22-may-17 Pendiente66 Pier II Quecholac Felípe Ángeles, S.A. de C.V. Renovable 22-may-17 Pendiente67 Energía Chihuahua, S.A. de C.V. Convencional 16-may-17 Terminada68 Iberdrola Cogeneración Altamira, S.A. de C.V. Renovable 24-may-17 Terminada69 Iberdrola Energía del Golfo, S.A. de C.V. Convencional 31-may-17 Pendiente70 Iberdrola Energía del Golfo, S.A. de C.V. Convencional 01-jun-17 Pendiente71 Generadores Eólicos de México, S.A.P.I. de C.V. Renovable 07-jun-17 Terminada72 Energía Azteca X, S.A. de C.V. Convencional 08-jun-17 Pendiente73 Eurus, S.A.P.I. de C.V. Renovable 08-jun-17 Pendiente74 Tlalnepantla Cogeneración, S.A.P.I. de C.V. Convencional 14-jun-17 Terminada75 Tala Electric, S.A. de C.V. Renovable 28-jun-17 Pendiente

informe de autoevaluación de la gestión al primer semestre ... · el 2 de marzo de 2016, mediante...

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