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Metodología, Criterios y Términos para

Contratos Legados

Secretaría de Energía

Subsecretaría de Electricidad

Agosto de 2017

1

Contenido I. Antecedentes 2

II. Objetivos de los Contratos Legados 2

III. Fuentes de información 3

IV. Universo de centrales 5

V. Metodología y Criterios para la selección de Centrales Legadas 13

VI. Resultado de la Evaluación: Proyectos seleccionados para Contratos Legados 17

VII. Términos comerciales de los Contratos Legados 20

A. Esquemas de Contratación 20

Centrales térmicas de la CFE 20

Centrales de Energía renovable de CFE 20

Centrales PIE 21

B. Cantidades incluidas en los Contratos Legados 21

Certificados de Energías Limpias 22

C. Costos incluidos en los Contratos Legados 23

D. Factores de ajuste 25

VIII. Centrales de Menor Costo 27

IX. Fuentes de Información 27

Anexo 1 Determinación de la tarifa nivelada de los contratos de reserva de capacidad que tiene la

CFE para el transporte de gas natural 30

Información utilizada y consideraciones: 30

Metodología y Resultados: 31

Anexo 2 Selección de Centrales para Contrato Legado, bajo escenario inicial y final 38

Anexo 3 Centrales eléctricas legadas y centrales externas legadas que serán asociadas en prioridad a

los usuarios domésticos 44

Anexo 4 Desmantelamiento de la Central Nucleoeléctrica Laguna Verde 45

Central Nucleoeléctrica Laguna Verde (CNLV) 45

Anexo 5 Ajustes posteriores a la solicitud de Opinión de la CRE en agosto 2016. 47

2

I. Antecedentes El artículo Décimo Noveno Transitorio de la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) señala que los

Suministradores de Servicios Básicos tendrán la opción de celebrar Contratos Legados bajo la

figura de Contratos de Cobertura Eléctrica1, con precios basados en los costos y contratos

respectivos, que abarcan la energía eléctrica y Productos Asociados2 de cada Central Eléctrica

Legada y Central Externa Legada.

Para ello, la Secretaría de Energía, con opinión de la Comisión Reguladora de Energía, establece los

términos, plazos, criterios, bases y metodologías de los Contratos Legados para el Suministro

Básico y determina los mecanismos de evaluación de los mismos.

Las Centrales Eléctricas Legadas son aquellas centrales que, a la entrada en vigor de la LIE, no

estaban incluidas en un permiso para generar energía eléctrica bajo la modalidad de

autoabastecimiento, cogeneración, pequeña producción, producción independiente o usos propios

continuos, y son propiedad de los organismos, entidades o empresas del Estado y se encuentran en

condiciones de operación, o aquellos cuya construcción y entrega se haya incluido en el

Presupuesto de Egresos de la Federación antes del 11 de agosto del 2014 en modalidad de inversión

directa.

Por su parte, las Centrales Externas Legadas son centrales que, a la entrada en vigor de la Ley estén

incluidas en un permiso para generar energía eléctrica bajo la modalidad de producción

independiente, o aquellas cuya construcción y operación se haya incluido en el Presupuesto de

Egresos de la Federación, antes del 11 de agosto del 2014, en modalidad de inversión condicionada.

Es importante destacar que, la LIE es muy específica en señalar que los Contratos Legados deben

minimizar los costos del Suministro Básico para la reducción de las tarifas finales a los usuarios.

En el presente documento se establecen los términos, plazos, criterios, bases y metodologías de los

Contratos Legados para el Suministro Básico establecidos por la Secretaría de Energía.

II. Objetivos de los Contratos Legados

El principal objetivo de los Contratos Legados es minimizar el costo de energía para el Suministro

Básico, y que esto se traduzca en menores tarifas para los usuarios finales.

1 La Ley de la Industria Eléctrica define los Contratos de Cobertura Eléctrica como acuerdos entre participantes del

Mercado mediante los cuales se obligan a la compraventa de energía eléctrica o Productos Asociados en una hora o fecha

futura y determinada, o a la realización de pagos basados en los precios de los mismos. Los Contratos de Cobertura

Eléctrica sirven para reducir la incertidumbre de los precios de mercado al firmar acuerdos bilaterales para fijar el precio

de la Energía Eléctrica y Productos Asociados durante un tiempo determinado. Los Suministradores de Servicios Básicos

celebrarán Contratos de Cobertura Eléctrica a través de los Contratos Legados y las Subastas establecidas en las Bases del

Mercado Eléctrico. Se podrán usar Transacciones Bilaterales para la liquidación de las transacciones especificadas en los

Contratos de Cobertura Eléctrica. 2 Los productos asociados son aquellos vinculados a la operación y desarrollo de la industria eléctrica entre los que se

encuentran: Potencia, Certificados de Energías Limpias, Derechos Financieros de Transmisión, servicios de transmisión y

distribución y Control Operativo del Sistema Eléctrico Nacional, así como los otros productos y derechos de cobro que

definan las Reglas del Mercado.

3

Adicionalmente, los Contratos Legados sirven como un régimen de transición que permiten al

Sector Eléctrico transitar de un modelo de industria verticalmente integrada hacia uno donde operan

todos los mecanismos de mercado previstos por la Ley de la Industria Eléctrica y en las Reglas del

Mercado.

En particular estos contratos permitirán al Suministrador de Servicios Básicos de la Comisión

Federal de Electricidad (CFE) cubrir parte de sus necesidades de energía, Potencia, Certificados de

Energía Limpia (CEL) y Servicios Conexos.

En este esquema, la contratación de las Centrales Eléctricas Legadas y Centrales Externas Legadas

se realiza con base en costos históricos y operativos de cada planta, determinados a partir de

parámetros técnicos y datos históricos; con lo cual, los generadores podrán recuperar sus costos de

generación.

De forma complementaria, en la determinación de los Contratos Legados, se buscaron los siguientes

objetivos:

Generar incentivos para operar centrales que sean financieramente viables, reconociéndoles

ciertos conceptos del Balance General y del Estado de Resultados, en particular el valor de los

activos y las obligaciones laborales, sin crear incentivos para mantener plantas ineficientes en

operación o crear ventajas comparativas que inhibirían una competencia justa.

Reducir el poder de mercado, al preestablecer precios para la energía, Capacidad, Certificados

de Energía Limpia (CEL) y Servicios Conexos de las centrales.

Todos estos elementos, en su conjunto permitirán asegurar que los precios de Suministro Básico

sean bajos, cumpliendo su principal objetivo.

Además, al ser contratos financieros se busca garantizar que dichos Contratos Legados no sean

afectados por cambios en los portafolios de las empresas generadoras de la CFE, y que dichas

empresas tengan incentivos a realizar mejoras para participar en el Mercado Eléctrico Mayorista,

ya que sus obligaciones permanecerán sin ajustes.

III. Fuentes de información La Secretaría de Energía recopiló información técnica, operativa y de costos

3 de 159 plantas

existentes de la CFE, 28 Productores Independientes de Energía (PIE), así como de los proyectos

(de inversión financiada directa y financiada condicionada) incluidos en los Presupuestos de

Egresos de la Federación de 2016 y anteriores (en total 28 proyectos). Estas centrales corresponden

a la definición de Centrales Eléctricas Legadas y Centrales Externas Legadas, conforme a lo

establecido por la LIE.

Para ello, se utilizaron los siguientes insumos:

3 [2][3][4][5][6][8][12][13][14][15][16] [17] [18][19] [20][21] [22][23][24][25]

[27][28][29][32][33][34][35][36][38]

4

1) Base de datos y modelo utilizado para el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico

Nacional (PRODESEN) 2015 [13], en específico el Programa Indicativo para la Instalación y

Retiro de las Centrales Eléctricas (PIIRCE), con el escenario de planeación de 15 años 2015

– 2029 [36].

2) Base de datos y modelo utilizado para el PRODESEN 2016, en específico el PIIRCE,

utilizando el escenario de planeación de 2016 – 2030 [14].

3) Datos técnicos históricos de la operación de las centrales eléctricas (periodo 2010 - 2015) en

los que se incluyen:

i. Capacidad bruta: obtenida de la base de datos del PRODESEN, la cual es equivalente a

la capacidad efectiva reportada en el Catálogo Único de Unidades de Generación de

CFE [5];

ii. Capacidad neta ajustada por disponibilidad: La capacidad ajustada por disponibilidad de

las centrales y unidades se determinó a partir de la capacidad bruta de cada central,

descontando el porcentaje de energía para usos propios considerada en el PRODESEN

[2][3] y la disponibilidad histórica de las centrales [6], a fin de ocupar datos públicos y

brindar mayor transparencia. Para el caso de la Central Laguna Verde se consideró la

capacidad bruta posterior a la repotenciación, y por lo tanto la capacidad neta ajustada

por disponibilidad es la correspondiente a esta nueva capacidad efectiva.

iii. Generación: obtenida de los registros históricos de generación reportados por el

CENACE a la SENER [33];

iv. Régimen térmico histórico: obtenido a partir de la generación histórica y el consumo de

combustible reportados en el documento “Generación, Eficiencia Térmica y Consumo

de Combustibles 2007 - 2014 CFE y PIE” de la CFE [4];

v. Disponibilidad histórica de la central: obtenida del documento de la CFE “Unidades

Generadoras en Operación, Disponibilidad e Indisponibilidad 2010 - 2014”[6];

vi. Usos propios de energía: reportados en el documento “Generación, Eficiencia Térmica y

Consumo de Combustibles 2007 - 2014 CFE y PIE” de la CFE [5];

4) Balance General, al cierre de diciembre de 2014 [27] y 2015 [28], proporcionados por la

CFE4, desagregado a nivel central de generación en la que se incluye, entre otros:

i. Valor en libros de los activos netos;

ii. Costo de las obligaciones laborales;

iii. Costos fijos de operación y mantenimiento (incluye los conceptos generales de Salarios,

Prestaciones e IMSS, Terceros, Materiales, Impuestos, Gastos Generales, Costo

Financiero Directo y Traspaso de Vapor de las Residencias a las centrales geotérmicas y

costos indirectos).

5) La CFE realizó un análisis de costos [21] para cada una de sus centrales utilizando criterios

para la determinación de costos acordes con la presentación de ofertas en el Mercado

Eléctrico Mayorista según lo establecido en el Manual de Mercado de Energía de Corto

Plazo.

6) Otros costos asociados a la operación de la central, reportados por la CFE, tales como:

4 No se utilizó el Balance General al cierre de 2016 ya que para este hubo una revaloración de los activos; se

consideró que podría afectar el análisis de costos de las centrales mandatado en el artículo Décimo Noveno

Transitorio de la LIE.

5

i. Costo por reserva de capacidad en gasoductos contratados por la CFE

[15][16][17][18][19][20].

ii. Costo para el manejo de carbón en la terminal de Petacalco y su

ampliación[23][24][25][26].

iii. Obligaciones por el desmantelamiento de la central nuclear Laguna Verde5.

Casos Especiales:

Para el caso de las hidroeléctricas detalladas a continuación fue necesario utilizar una fuente distinta

al PRODESEN 2015 para la proyección de generación por haber inconsistencias o porque no se

modeló la generación de la central:

En el caso de C.H. Temascal, se detectó una diferencia significativa entre la generación

histórica y la generación proyectada en el PRODESEN 2015 por lo que se utilizaron datos

del PRODESEN 2016.

En el caso de la C.H. Encanto se utilizó el promedio histórico pues los valores en

PRODESEN 2015 no reflejaban las salidas por mantenimientos.

En el caso de las centrales hidroeléctricas Tingambato, Santa Bárbara y La Venta se utilizó

el promedio histórico, de los últimos 10 años, de generación pues estas centrales no fueron

modeladas en ninguna de las dos ediciones del PRODESEN disponibles a la fecha de

solicitud de la Opinión a la CRE.

La central Carboeléctrica C.T. Pdte. Plutarco Elías Calles (Petacalco) cuenta con una capacidad

instalada de 2,778.60 MW sin embargo, actualmente ésta está limitada por la capacidad de

suministro y transporte de carbón a 2,100 MW de capacidad efectiva. Por esta razón se hicieron los

cálculos de capacidad y Potencia a entregar con el estado actual limitado, y en el contrato se

contempla el incremento eventual en capacidad disponible por la entrada en operación de una nueva

banda transportadora de combustible.

Con base en esta información, la Secretaría de Energía realizó un análisis para determinar aquellas

centrales que serían seleccionadas para recibir un Contrato Legado y los pagos correspondientes

para dichos contratos.

IV. Universo de centrales De acuerdo los criterios de Centrales Eléctricas Legadas y Centrales Externas Legadas establecidos

en la LIE, se evaluaron las centrales listadas en la Tabla 1 a continuación, incluyéndose en el

análisis las centrales existentes así como centrales futuras en proceso de licitación; sin embargo,

5 Con base en las leyes mexicanas y en las licencias proporcionadas por la Comisión Nacional de Seguridad

Nuclear y Salvaguardias (CNSNS), la central, sus instalaciones y equipo deben ser desmantelados al concluir

su operación. La estimación del pasivo necesario para realizar el desmantelamiento se hizo con base en la

NUREG 1307[32], la cual establece el mecanismo para determinar y actualizar el importe de las provisiones

para desmantelamiento. Dicho documento considera las mejores prácticas, ya que fue emitido por la

Comisión Reguladora Nuclear (NRC por sus siglas en inglés) la que ha establecido en el Código Federal de

Regulaciones (CFR) parte 10 (Energía) capítulo 50.75 la forma matemática para calcular el fondo de

Desmantelamiento de la Central Nuclear. Dado que es un pasivo mayor a 30 años, el mismo fue descontado a

su valor presente, utilizando las tasas de mercado de la deuda en dólares.

6

solo se asignaron contratos a aquéllas que iniciarán operación a más tardar en 2018, con la finalidad

de reducir el grado de incertidumbre de las centrales no existentes.

Se evaluaron 155 centrales existentes de la CFE, 28 centrales de PIE existentes, 15 proyectos

firmes de la CFE y 6 proyectos de PIE.

Tabla 1: Universo de Centrales candidatas a recibir Contratos Legados

Central Grupo

EP

S o

EF

Tecnología Región

Inicio de

Opera-

ción

Capaci-

dad

Bruta

MW

Capacida

d Neta

(con

Disponibi-

lidad

total) MW

C.C.C. Chihuahua II (El

Encino) Existente II Ciclo Combinado 5Norte 2003 619.40 559.70

C.C.C. Dos Bocas Existente VI Ciclo Combinado 2Oriental 1975 226.00 140.88

C.C.C. El Sáuz Existente I Ciclo Combinado 3Occidental 1997 591.00 490.73

C.C.C. Felipe Carrillo Puerto

(Valladolid) Existente VI Ciclo Combinado 9Peninsular 1992 220.00 177.91

C.C.C. Gómez Palacio Existente III Ciclo Combinado 5Norte 1976 239.80 190.51

C.C.C. Gral. Manuel Álvarez

Moreno (Manzanillo I) Existente III Ciclo Combinado 3Occidental 2012 1,453.91 1,044.81

C.C.C. Hermosillo Existente VI Ciclo Combinado 4Noroeste 2005 227.02 186.59

C.C.C. Huinalá Existente VI Ciclo Combinado 6Noreste 1981 377.66 333.00

C.C.C. Huinalá II (Monterrey

II) Existente VI Ciclo Combinado 6Noreste 2000 459.49 378.76

C.C.C. Pdte. Emilio Portes Gil

(Río Bravo) Existente III Ciclo Combinado 6Noreste 2007 211.12 187.05

C.C.C. Presidente Juárez

(Rosarito) Existente III Ciclo Combinado

7Baja

California 2004 773.00 672.14

C.C.C. Samalayuca II Existente IV Ciclo Combinado 5Norte 1998 521.76 444.89

C.C.C. San Lorenzo Potencia Existente II Ciclo Combinado 2Oriental 2009 382.12 367.00

C.C.C. Tula Existente II Ciclo Combinado 1Central 1983 489.00 434.75

C.C.C. Valle de México Existente II Ciclo Combinado 1Central 2002 549.30 290.51

C.C.I. Baja California Sur I Existente I Combustión Interna

8Baja

California

Sur

2008 162.70 120.70

C.C.I. Gral. Agustín Olachea

A. (Pto. San Carlos) Existente II Combustión Interna

8Baja

California

Sur

1995 104.13 86.14

C.C.I. Guerrero Negro II

(Vizcaíno) Existente VI Combustión Interna

8Baja

California

Sur

1985 19.89 15.53

C.C.I. Santa Rosalía Existente III Combustión Interna

8Baja

California

Sur

2013 8.00 5.90

C.E. Guerrero Negro Existente VI Eólica

8Baja

California

Sur

1999 1.00 0.40

C.E. La Venta Existente VI Eólica 2Oriental 2007 84.20 28.69

C.E. Yuumil'iik Existente VI Eólica 9Peninsular 2011 1.50 1.18

C.FV. Cerro Prieto Existente VI Solar 7Baja

California 2013 5.00 5.00

7

Central Grupo

EP

S o

EF

Tecnología Región

Inicio de

Opera-

ción

Capaci-

dad

Bruta

MW

Capacida

d Neta

(con

Disponibi-

lidad

total) MW

C.FV. Santa Rosalía Existente III Solar

8Baja

California

Sur

2012 1.00 1.00

C.G. Cerro Prieto Existente VI Geotérmica 7Baja

California 1988 570.00 398.81

C.G. Humeros Existente VI Geotérmica 2Oriental 2013 41.80 33.23

C.G. Los Azufres Existente VI Geotérmica 3Occidental 2003 171.60 144.60

C.G. Tres Vírgenes Existente VI Geotérmica

8Baja

California

Sur

2000 10.00 5.91

C.H. 27 de Septiembre (El

Fuerte) Existente I

Hidroeléctrica

Mediana Escala 4Noroeste 1964 59.40 34.19

C.H. Aguamilpa Solidaridad Existente II Hidroeléctrica Gran

Escala 3Occidental 1994 960.00 910.04

C.H. Alfredo Elías Ayub (La

Yesca) Existente II

Hidroeléctrica Gran


C.H. Ángel Albino Corzo

(Peñitas) Existente I


Escala 2Oriental 1987 420.00 386.86

C.H. Bacurato Existente I Hidroeléctrica


C.H. Bartolinas Existente II Mini hidroeléctrica 3Occidental 1941 0.75 0.48

C.H. Belisario Domínguez

(Angostura) Existente IV



C.H. Bombaná Existente VI Minihidro

Intermitente 2Oriental 1961 5.24 3.30

C.H. Boquilla Existente I Mini hidroeléctrica 5Norte 1915 25.00 12.42

C.H. Botello Existente II Minihidro

Intermitente 3Occidental 2005 18.00 14.58

C.H. Camilo Arriaga (El Salto) Existente I Minihidro

Intermitente 6Noreste 1966 18.00 16.70

C.H. Chilapan Existente VI Minihidro


C.H. Cóbano Existente II Hidroeléctrica

Mediana Escala 3Occidental 1955 60.00 44.70

C.H. Colimilla Existente II Hidroeléctrica


C.H. Colina Existente I Mini hidroeléctrica 5Norte 1996 3.00 1.64

C.H. Colotlipa Existente VI Mini hidroeléctrica 2Oriental 1957 8.00 5.91

C.H. Cupatitzio Existente II Hidroeléctrica


C.H. Electroquímica Existente I Minihidro


C.H. Encanto Existente VI Mini hidroeléctrica 2Oriental 1951 10.00 7.80

C.H. Falcón Existente III Mini hidroeléctrica 6Noreste 1955 31.50 15.27

C.H. Fernando Hiriart

Balderrama (Zimapán) Existente I



C.H. Gral. Manuel M. Diéguez

(Santa Rosa) Existente II

Hidroeléctrica


C.H. Gral. Salvador Alvarado

(Sanalona) Existente I Mini hidroeléctrica 4Noroeste 1964 14.00 7.28

8

Central Grupo

EP

S o

EF

Tecnología Región

Inicio de

Opera-

ción

Capaci-

dad

Bruta

MW

Capacida

d Neta

(con

Disponibi-

lidad

total) MW

C.H. Humaya Existente I Hidroeléctrica


C.H. Infiernillo Existente III Hidroeléctrica Gran

Escala 3Occidental 1975 1,200.00 1,122.11

C.H. Ing. Carlos Ramírez

Ulloa (El Caracol) Existente III



C.H. Itzícuaro Existente II Minihidro


C.H. Ixtaczoquitlán Existente VI Minihidro


C.H. José Cecilio del Valle Existente VI Minihidro


C.H. Jumatán Existente II Mini hidroeléctrica 3Occidental 1961 2.18 1.26

C.H. La Amistad Existente III Hidroeléctrica

Mediana Escala 6Noreste 1987 66.00 32.94

C.H. Leonardo Rodríguez

Alcaine (El Cajón) Existente II



C.H. Luis Donaldo Colosio

(Huites) Existente I


Escala 4Noroeste 1996 422.00 389.28

C.H. Luis M. Rojas

(Intermedia) Existente II Mini hidroeléctrica 3Occidental 1963 5.32 0.92

C.H. Malpaso Existente I Hidroeléctrica Gran

Escala 2Oriental 1978 1,080.00 971.83

C.H. Manuel Moreno Torres

(Chicoasén) Existente IV


Escala 2Oriental 2004 2,400.00 2,140.21

C.H. Mazatepec Existente VI Hidroeléctrica Gran


C.H. Micos Existente I Minihidro


C.H. Minas Existente VI Minihidro


C.H. Mocúzari Existente I Mini hidroeléctrica 4Noroeste 1959 9.60 4.98

C.H. Oviáchic Existente I Mini hidroeléctrica 4Noroeste 1957 19.20 12.48

C.H. Platanal Existente II Minihidro


C.H. Plutarco Elías Calles (El

Novillo) Existente I

Hidroeléctrica


C.H. Portezuelos I Existente VI Minihidro


C.H. Puente Grande Existente II Mini hidroeléctrica 3Occidental 1946 9.00 2.71

C.H. Raúl J. Marsal

(Comedero) Existente I

Hidroeléctrica


C.H. San Pedro Porúas Existente II Minihidro


C.H. Schpoiná Existente VI Minihidro


C.H. Tamazulapan Existente VI Minihidro


C.H. Temascal Existente VI Hidroeléctrica Gran


C.H. Texolo Existente VI Mini hidroeléctrica 2Oriental 1951 1.60 1.49

C.H. Tirio Existente II Mini hidroeléctrica 3Occidental 1930 1.10 0.73

9

Central Grupo

EP

S o

EF

Tecnología Región

Inicio de

Opera-

ción

Capaci-

dad

Bruta

MW

Capacida

d Neta

(con

Disponibi-

lidad

total) MW

C.H. Tuxpango Existente VI Mini hidroeléctrica 2Oriental 1931 36.00 30.52

C.H. Valentín Gómez Farías

(Agua Prieta) Existente II



C.H. Villita Existente III Hidroeléctrica Gran


C.H. Zumpimito Existente II Minihidro


C.T. Altamira Existente II Termoeléctrica

Convencional 2Oriental 1978 500.00 371.00

C.T. Benito Juárez

(Samalayuca) Existente IV

Termoeléctrica

Convencional 5Norte 1985 316.00 252.17

C.T. Carbón II Existente II Carboeléctrica 6Noreste 1995 1,400.00 1,073.42

C.T. Carlos Rodríguez Rivero

(Guaymas II) Existente VI

Termoeléctrica

Convencional 4Noroeste 1978 484.00 291.74

C.T. Felipe Carrillo Puerto

(Valladolid) Existente VI

Termoeléctrica

Convencional 9Peninsular 1992 75.00 52.96

C.T. Francisco Pérez Ríos

(Tula) Existente I

Termoeléctrica

Convencional 1Central 1978 1,605.60 1,351.09

C.T. Francisco Villa Existente III Termoeléctrica


C.T. Gral. Manuel Álvarez

Moreno (Manzanillo I) Existente III

Termoeléctrica

Convencional 3Occidental 1983 600.00 363.00

C.T. Guadalupe Victoria

(Lerdo) Existente II

Termoeléctrica


C.T. José Aceves Pozos

(Mazatlán II) Existente III

Termoeléctrica


C.T. José López Portillo (Río

Escondido) Existente VI Carboeléctrica 6Noreste 1993 1,200.00 1,010.00

C.T. Juan de Dios Bátiz

Paredes (Topolobampo) Existente III

Termoeléctrica


C.T. Mérida II Existente VI Termoeléctrica

Convencional 9Peninsular 1982 168.00 130.85

C.T. Pdte. Adolfo López

Mateos (Tuxpan) Existente VI

Termoeléctrica

Convencional 2Oriental 1994 2,100.00 1,516.67

C.T. Pdte. Emilio Portes Gil

(Río Bravo) Existente III

Termoeléctrica

Convencional 6Noreste 1982 300.00 222.18

C.T. Pdte. Plutarco Elías

Calles (Petacalco) Existente IV Carboeléctrica 3Occidental 1997 2,778.36 2,084.06

C.T. Poza Rica Existente II Termoeléctrica

Convencional 2Oriental 1963 246.00 185.90

C.T. Presidente Juárez

(Rosarito) Existente III

Termoeléctrica

Convencional

7Baja

California 1992 320.00 272.03

C.T. Puerto Libertad Existente III Termoeléctrica


C.T. Punta Prieta II Existente IV Termoeléctrica

Convencional

8Baja

California

Sur

1981 112.50 87.17

C.T. Salamanca Existente I Termoeléctrica


C.T. Valle de México Existente II Termoeléctrica

Convencional 1Central 1968 450.00 355.82

C.T. Villa de Reyes Existente I Termoeléctrica


10

Central Grupo

EP

S o

EF

Tecnología Región

Inicio de

Opera-

ción

Capaci-

dad

Bruta

MW

Capacida

d Neta

(con

Disponibi-

lidad

total) MW

C.T.Manzanillo II Existente IV Termoeléctrica


C.TG. Aragón Existente I Turbogas 1Central 2010 32.00 22.30

C.TG. Atenco Existente I Turbogas 1Central 2006 32.00 19.84

C.TG. Caborca Existente III Turbogas 4Noroeste 1978 42.00 29.25

C.TG. Cancún Existente VI Turbogas 9Peninsular 1979 102.00 82.00

C.TG. Cd. Constitución Existente III Turbogas

8Baja

California

Sur

1984 33.22 26.69

C.TG. Chankanaab Existente VI Turbogas 9Peninsular 1978 53.00 40.00

C.TG. Chávez (TG. Laguna-

Chávez) Existente IV Turbogas 5Norte 1971 28.00 20.06

C.TG. Ciprés Existente III Turbogas 7Baja

California 1981 27.43 22.85

C.TG. Ciudad del Carmen Existente VI Turbogas 9Peninsular 2001 47.00 35.36

C.TG. Coapa Existente I Turbogas 1Central 2009 32.00 23.06

C.TG. Coyotepec Existente I Turbogas 1Central 2007 64.00 48.00

C.TG. Cuautitlán Existente I Turbogas 1Central 2007 32.00 20.80

C.TG. Culiacán Existente III Turbogas 4Noroeste 1980 30.00 21.78

C.TG. Ecatepec Existente I Turbogas 1Central 2007 32.00 21.87

C.TG. Fundidora (TG.

Monterrey) Existente IV Turbogas 6Noreste 1971 12.00 9.86

C.TG. Guerrero Negro II

(Vizcaíno) Existente VI Turbogas

8Baja

California

Sur

2011 36.50 11.49

C.TG. Huinalá Existente VI Turbogas 6Noreste 1999 150.00 119.05

C.TG. Industrial (TG. Juárez) Existente IV Turbogas 5Norte 1977 18.00 14.93

C.TG. Iztapalapa Existente I Turbogas 1Central 2009 32.00 23.48

C.TG. La Laguna (TG.

Laguna-Chávez) Existente IV Turbogas 5Norte 1972 56.00 36.38

C.TG. La Paz Existente IV Turbogas

8Baja

California

Sur

1977 43.00 33.01

C.TG. Leona (TG. Monterrey) Existente IV Turbogas 6Noreste 1972 24.00 19.95

C.TG. Los Cabos Existente III Turbogas

8Baja

California

Sur

1987 139.66 104.72

C.TG. Magdalena Existente I Turbogas 1Central 2009 32.00 23.03

C.TG. Mérida II Existente VI Turbogas 9Peninsular 1981 30.00 21.59

C.TG. Mexicali Existente III Turbogas 7Baja

California 1976 62.00 50.87

C.TG. Monclova Existente IV Turbogas 6Noreste 1979 48.00 39.35

C.TG. Nachi-Cocom Existente VI Turbogas 9Peninsular 1987 30.00 24.22

C.TG. Nizuc Existente VI Turbogas 9Peninsular 1981 88.00 71.00

11

Central Grupo

EP

S o

EF

Tecnología Región

Inicio de

Opera-

ción

Capaci-

dad

Bruta

MW

Capacida

d Neta

(con

Disponibi-

lidad

total) MW

C.TG. Parque (TG. Juárez) Existente IV Turbogas 5Norte 1979 59.00 43.85

C.TG. Remedios Existente I Turbogas 1Central 2007 32.00 19.80

C.TG. Santa Cruz Existente I Turbogas 1Central 2009 32.00 21.33

C.TG. Tecnológico (TG.


C.TG. Tijuana Existente IV Turbogas 7Baja

California 1994 210.00 170.87

C.TG. Universidad (TG.


C.TG. Vallejo Existente I Turbogas 1Central 2007 32.00 23.03

C.TG. Victoria Existente I Turbogas 1Central 2007 32.00 19.22

C.TG. Villa de las Flores Existente I Turbogas 1Central 2007 32.00 21.59

C.TG. Xul-Ha Existente VI Turbogas 9Peninsular 2000 39.70 30.41

C.TG. 229 TG Baja California

II Fase I Existente IV Turbogas

7Baja

California 2015 135.00 107.55

C.TG. Baja California Sur I

(Loreto tg) Existente I Turbogas

8Baja

California

Sur

1977 20.00 18.87

C.TG. Guerrero Negro (Santa

Rosalia) Existente III Turbogas

8Baja

California

Sur

1984 22.50 14.27

C.H. Tingambato Existente I Mini hidroeléctrica 1Central 1957 42.00 28.13

C.H. Gral. Ambrosio Figueroa

(La Venta) Existente VI Mini hidroeléctrica 2Oriental 1965 30.00 21.70

C.H. Santa Bárbara Existente I Mini hidroeléctrica 1Central 1950 22.00 14.74

CN. Laguna Verde Existente NA Nucleoeléctrica 2Oriental 1992 1,620.00 1,264.46

Salamanca Fase I Firme VI Cogeneración

Eficiente 3Occidental 2015 381.50 184.09

Azufres III Fase I Firme VI Geotérmica 1Central 2015 53.00 49.25

Centro I Firme I Ciclo Combinado 1Central 2015 658.30 621.45

Agua Prieta II Firme II Ciclo Combinado 4Noroeste 2015 390.00 337.49

Termosolar Agua Prieta II Firme II Solar 4Noroeste 2015 14.00 7.17

Guerrero Negro Firme VI Combustión Interna

8Baja

California

Sur

2016 7.50 16.83

Humeros Firme VI Geotérmica 2Oriental 2016 54.00 47.36

Baja California Sur V

(Coromuel) Firme I Combustión Interna

8Baja

California

Sur

2016 49.00 43.39

Baja California II (SLRC) Firme

Ciclo Combinado 7Baja

California 2019 314.00 -

Nuevo Guerrero (La Parota) Firme Hidroeléctrica Gran

Escala 2Oriental 2020 455.00 -

Valle de México Firme II Ciclo Combinado 1Central 2017 543.00 512.60

Empalme (Guaymas II) Firme VI Ciclo Combinado 4Noroeste 2017 770.00 726.90

12

Central Grupo

EP

S o

EF

Tecnología Región

Inicio de

Opera-

ción

Capaci-

dad

Bruta

MW

Capacida

d Neta

(con

Disponibi-

lidad

total) MW

Chicoasén II Firme IV Hidroeléctrica Gran


Empalme II (Guaymas III) Firme IV Ciclo Combinado 4Noroeste 2018 683.00 644.77

Baja California Sur VI Firme 0 Combustión Interna

8Baja

California

Sur

2018 43.00 38.08

Mexicali PIE PIE

Existente V Ciclo Combinado

7Baja

California 2003 489.00 458.27

Fuerza y Energía de

Hermosillo PIE

PIE

Existente V Ciclo Combinado 4Noroeste 2001 250.00 237.90

Naco Nogales PIE PIE

Existente V Ciclo Combinado 4Noroeste 2003 258.00 243.19

(El Sáuz) PIE PIE

Existente V Ciclo Combinado 3Occidental 2002 495.00 467.29

Mérida III PIE PIE

Existente V Ciclo Combinado 9Peninsular 2000 484.00 456.91

Transalta Campeche PIE PIE


Valladolid III PIE PIE


Altamira II PIE PIE

Existente V Ciclo Combinado 2Oriental 2002 495.00 467.29

Altamira III y IV PIE PIE

Existente V Ciclo Combinado 2Oriental 2003 1,036.00 978.01

Altamira V PIE PIE

Existente V Ciclo Combinado 2Oriental 2006 1,121.00 1,058.25

Monterrey III (Dulces

Nombres) PIE

PIE

Existente V Ciclo Combinado 6Noreste 2002 449.00 423.87

Río Bravo II (Anáhuac) PIE PIE


Río Bravo III PIE PIE


Río Bravo IV PIE PIE


Saltillo PIE PIE


Tamazunchale PIE PIE

Existente V Ciclo Combinado 6Noreste 2007 1,135.00 1,071.47

La Venta III PIE PIE

Existente V Eólica 2Oriental 2012 102.85 36.02

Oaxaca I PIE PIE


Oaxaca II PIE PIE


Oaxaca III PIE PIE


Oaxaca IV PIE PIE


Tuxpan II (Tres Estrellas) PIE PIE


Tuxpan III y IV PIE PIE


Tuxpan V PIE PIE


13

Central Grupo

EP

S o

EF

Tecnología Región

Inicio de

Opera-

ción

Capaci-

dad

Bruta

MW

Capacida

d Neta

(con

Disponibi-

lidad

total) MW

La Laguna II PIE PIE

Existente V Ciclo Combinado 5Norte 2005 498.00 470.12

Norte (PIE) PIE


Norte II PIE PIE


Transalta Chihuahua III PIE PIE


Baja California III (La

Jovita)_PIE

PIE

proyecto V Ciclo Combinado

7Baja

California 2016 294.00 277.54

Norte III (Juárez)_PIE PIE

proyecto V Ciclo Combinado 5Norte 2017 906.00 855.29

Noroeste (Topolobampo

II)_PIE

PIE

proyecto V Ciclo Combinado 4Noroeste 2018 778.00 734.45

Topolobampo III_PIE PIE

proyecto V Ciclo Combinado 4Noroeste 2018 686.00 647.60

Noreste (Escobedo)_PIE PIE

proyecto V Ciclo Combinado 6Noreste 2018 889.00 839.24

Sureste I Fase II PIE

proyecto V Eólica 2Oriental 2015 102.00 40.25

V. Metodología y Criterios para la selección de Centrales Legadas A fin de seleccionar aquellas centrales eléctricas que resultan económicas para el Suministro

Básico, se decidió utilizar tanto el PIIRCE 2015 como el PIIRCE 2016. Para ello, la SENER aplicó

la siguiente metodología:

1) Se obtuvo el margen operativo promedio anual (PIIRCE 2015) de cada central, durante el

periodo 2015 - 2029, el cual es resultado neto de la generación entregada de cada central

valuada al Precio Marginal Local (PML) que recibiría la central entregada en su nodo menos

sus costos fijos y variables de operación y mantenimiento.

2) Los flujos operativos anuales fueron descontados a una tasa del 10% a fin de determinar

aquellas centrales con un valor presente neto (VPN) mayor a cero, que serán consideradas

como económicas para el Suministrador de Servicios Básicos. Las centrales económicas,

fueron seleccionadas para recibir un Contrato Legado; ya que dichas centrales podrían

participar en el Mercado Eléctrico Mayorista, obteniendo un margen operativo positivo.

Al ser seleccionadas para recibir un Contrato Legado se garantiza que este margen operativo

sea trasladado a los usuarios del Suministro Básico, en lugar de pasar a los generadores, con

lo cual se garantiza la minimización de costos para sus usuarios.

3) La duración del Contrato Legado se determinó al identificar el año en el que el VPN de la

central alcanzaba su punto máximo. Así, el año en el que alcanza su máximo valor

corresponde a la duración del contrato.

14

Gráfica 1.- Evolución Capacidad Neta cubierta

por Contratos Legados (ingresos por energía),

Baja California Sur



Baja California



Sistema Interconectado Nacional.

4) Posteriormente, se integró al análisis, del margen de operación de las Centrales Eléctricas

Legadas y Centrales Externas Legadas el costo por reserva de capacidad en el sistema de

gasoductos (información reportada por la CFE de forma mensual para cada central, con la

cual se calcularon tarifas niveladas, Anexo 1).

Bajo este nuevo escenario diversas centrales de ciclo combinado que eran candidatas a recibir

un Contrato Legado dejaron de serlo o se les redujo la duración del mismo.

5) A fin de verificar que la selección de centrales fuera robusta, la SENER utilizó los resultados

del PIIRCE 2016, utilizando el periodo 2015-2029. Con esta información se obtuvo una

nueva valuación de las centrales y una nueva duración de contratos (conforme a lo señalado

en los puntos 2) y 3) anteriores).

Si bien en ambos escenarios la valuación de 95 centrales no cambia, la de 23 centrales lo

hace radicalmente; ya que, en un escenario estas centrales eran seleccionadas para recibir

contratos hasta por 14 años y en otro no eran seleccionadas.

En la Tabla 2 se muestra el número de plantas que se ubican en este caso:

15

Tabla 2: Cambio en estatus de Centrales

PRODESEN 2015 PRODESEN 2016 Número de

Centrales

Sin contrato 85

Con contrato (sin cambio de duración) 94

Con contrato (con cambio de duración) 3

Con contrato Sin Contrato 12

Sin contrato Con Contrato 20

6) Al analizar la cobertura de Potencia y energía que se obtenía con dichos contratos, se observó

que ésta no era suficiente para cubrir la demanda del Suministro Básico, durante los primeros

años del Mercado Eléctrico Mayorista. Con el fin de no dejar expuesto al Suministro de

Servicios Básicos a un riesgo financiero excesivo, se realizó un ajuste final que le permitirá

contar con los servicios necesarios para abastecer a los usuarios finales, en tanto se recurre a

otros instrumentos como las Subastas de Mediano y Largo Plazo.

El primer año se asignaron 9,821 MW adicionales de capacidad bruta (equivalentes a 7,608

MW de Capacidad Neta ajustada por disponibilidad). Estos contratos tendrán una duración de

entre 1 y 4 años, en el Sistema Interconectado Nacional, y entre 1 y 9 años para Baja

California Norte y Baja California Sur.

Las centrales adicionales fueron elegidas dentro del universo de centrales que bajo la

metodología no recibían un Contrato Legado y corresponden a aquéllas que tuvieron el

mayor factor de planta durante el año 2015 (con un promedio del 46% y con un rango entre el

25% y 82%) a fin de asegurar que se contrate a las centrales que contribuyan con una mayor

generación al sistema.

Los contratos abarcan la demanda máxima del Suministro Básico durante los primeros años,

más el margen mínimo que debe contratar para la reserva de operación en el Mercado para el

Balance de Potencia, tomando en cuenta las centrales que el CENACE ha identificado que

requiere mantener en el Sistema por Confiabilidad. La Potencia excedente o faltante se podrá

vender o adquirir, según corresponda, en el Mercado para el Balance de Potencia anual el

primer año y posteriormente en las Subastas de Mediano Plazo.

En el Anexo 2 se presentan los distintos resultados las centrales consideradas para recibir un

Contrato Legado de acuerdo al primer análisis con el PRODESEN 2015 y la selección final,

de acuerdo a las consideraciones antes mencionadas.

7) Los pagos por Capacidad Instalada Contratada de las centrales seleccionadas para recibir un

Contrato Legado, fueron analizados a fin de determinar si la Potencia que aportarían dichas

centrales al Suministro Básico sería económica en comparación con la que se podría adquirir

en un mercado competitivo equilibrado. Para ello, se realizó un análisis de pagos de

capacidad, utilizando la generación real durante 2015 y el pronóstico de los PML del

CENACE para el predespacho de las centrales del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), para

calcular los ingresos por generación, menos los costos de la central. Esta renta de energía se

sustrajo de los ingresos con el fin de determinar si el pago era equiparable a lo que se

16

obtendría en un mercado competitivo equilibrado. Aquellas centrales que requerían un pago

por Potencia mayor a 184 USD por kW al año6, tuvieron una reducción en su pago de

Capacidad Instalada Contratada a dicho umbral.

Para reducir dichos pagos de Capacidad Instalada Contratada, se ajustaron sus componentes,

disminuyendo estos de acuerdo al porcentaje de variación calculado pero respetando los

costos de operación y mantenimiento. En la Tabla 3 a continuación se enlistan las centrales

cuyos costos fueron acotados y el porcentaje de los costos fijos cubiertos en el pago final, sin

considerar posibles pagos por concepto de Retorno al Capital.

Considerando el carácter reservado al Estado de la actividad nuclear, y con el fin de no

afectar los ingresos de una central que pudieran derivar en una desatención en la seguridad, se

hizo una excepción para la Central Nucleoeléctrica Laguna Verde en este ajuste. Por otra

parte, se limitó su rendimiento al 2.1% del activo, dejando un margen que permitirá a los

diversos reguladores imponer sanciones y con ello generar incentivos adecuados, sin que por

ello se genere un reducción en los ingresos necesarios para cubrir los costos asociados a la

central.

Tabla 3: Ajustes en pagos de Capacidad Instalada Contratada

Central % Costo Fijo

a cubrir

C.C.C. Dos Bocas 92%

C.C.C. Gómez Palacio 72%

C.C.C. Gral. Manuel Álvarez Moreno (Manzanillo I) 86%

C.C.I. Baja California Sur I 92%

C.C.I. Gral. Agustín Olachea A. (Pto. San Carlos) 49%

C.C.I. Guerrero Negro II (Vizcaíno) 24%

C.C.I. Santa Rosalía 57%

C.H. Alfredo Elías Ayub (La Yesca) 81%

C.H. Bombaná 92%

C.H. Colimilla 56%

C.T. Altamira 96%

C.T. Benito Juárez (Samalayuca) 96%

C.T. Juan de Dios Bátiz Paredes (Topolobampo) 83%

C.T. Mérida II 83%

C.T. Presidente Juárez (Rosarito) 56%

C.T. Puerto Libertad 60%

6 El umbral del pago de Capacidad Instalada Contratada en el largo plazo se obtuvo a partir del costo

estimado de una central turbogás del documento “Cost of New Entry Estimates for Combustion Turbine and

Combined Cycle Plants in PJM. With June 1, 2018 Online Date”; al mismo se sumó el costo de gasoducto

Ruby Pipeline de los Estados Unidos, el cual inició operaciones en 2011, de 49,999 USD/MW-año.

Finalmente este número se ajustó por el factor de planta de un ciclo combinado.

17

Central % Costo Fijo

a cubrir

C.T. Punta Prieta II 73%

C.T. Valle de México 83%

C.T. Villa de Reyes 95%

C.TG. Guerrero Negro II (Vizcaíno) 61%

CN. Laguna Verde 91%

Una vez finalizado el análisis, se consultó con el CENACE que las centrales que quedaban

sin Contrato Legado no fuesen necesarias para la confiabilidad del sistema. Derivado de lo

anterior, se incluyó la central C.TG. Parque (TG. Juárez) que el CENACE identificó como

central necesaria para la confiabilidad del sistema, en la lista de centrales que reciben

contrato durante al menos dos años.

8) Dado que los contratos de las Centrales Externas Legadas serán administradas por una

empresa productiva subsidiaria de la CFE dedicada exclusivamente a esto, se le deberá

reconocer a ésta sus costos. Para el cálculo de los pagos por administración de los contratos

de Centrales Externas Legadas, se utilizaron datos de la Balanza de CFE generación, con

cierre al 31 de diciembre de 2015 a manera de reflejar los costos históricos asociados a esta

actividad. Además se permitirá, tras ser verificado por un tercero independiente, la inclusión

de los costos fundados de administración en el contrato como: costos de gestión requeridos

para la participación en el Mercado Eléctrico Mayorista y costos de operación estrictamente

adicionales derivados de la operación como Empresa Independiente distinta de CFE y que no

forman parte de los costos de la Dirección de Administración de Contratos de Productores

Externos de Energía (DACPEE) actualmente, así como costos financieros derivados de la

gestión de los Contratos de Producción Independiente de Energía.

El pago correspondiente al cargo fijo de operación y mantenimiento, incluye los costos que

incurre el administrador de los contratos, y se puede encontrar en la Balanza de 2015 en el

rubro Gerencia Productores Externos de Energía con un valor de $xxxxxxxx. Por parte de las

obligaciones laborales se tiene un total de $ xxxxxxxx. Tanto las obligaciones laborales como

los costos de operación y mantenimiento se dividieron entre la cantidad de MW contratados

al 2016 a manera de obtener un pago anual por MW distribuido adecuadamente.

Cabe señalar que el costo de obligaciones laborales considerado en este cálculo no será el

mismo que el costo de obligaciones laborales que se incluirá en el contrato, dado que este se

ajustará al monto por central correspondiente al nuevo Contrato colectivo de trabajo, vigente

a partir de 2016.

VI. Resultado de la Evaluación: Proyectos seleccionados para Contratos

Legados Con las metodologías descritas anteriormente, se seleccionaron 154 centrales eléctricas, de las

cuales 106 corresponden a proyectos existentes de la CFE, 28 a los actuales PIE, 14 proyectos

nuevos de CFE y 6 proyectos nuevos PIE.

18

Durante el primer año, con estos contratos, el Suministrador Básico cubrirá el 109% de la capacidad

neta requerida esperada en el Sistema Interconectado Nacional, el 96% en el Sistema de Baja

California y el 103% en el Sistema de Baja California Sur. Gradualmente este porcentaje se irá

reduciendo, y los requerimientos adicionales del suministrador serán adquiridos mediante subastas

de mediano y largo plazos.

En las siguientes tres gráficas se observa la evolución de la cobertura de energía y capacidad por

sistema proveniente de los contratos legados.

Gráfica 4.- Evolución Capacidad Neta ajustada por

disponibilidad cubierta por Contratos Legados

seleccionados, Baja California Sur

Gráfica 5.- Evolución Generación cubierta por

Contratos Legados seleccionados, Baja California

Sur



seleccionados, Baja California


Contratos Legados seleccionados, Baja California



seleccionados, Sistema Interconectado Nacional


Contratos Legados seleccionados, Sistema

Interconectado Nacional

19

La metodología empleada, asegura una disminución gradual de los Contratos Legados a fin de que

el Suministro Básico no se quede sin el 100% de su cobertura en un mismo año. De esta forma

podrá recurrir paulatinamente a otros mecanismos para comprar energía, potencia y CEL.

Conviene recordar que, la duración de los contratos refleja el valor de las centrales a lo largo del

tiempo. Los contratos con duraciones más cortas corresponden a las centrales eléctricas con una

vida económica menor que el resto; mientras que los contratos cuya duración es más extendida

corresponden a las centrales que son viables en sentido económico durante un mayor periodo, de

acuerdo al PIIRCE. De manera particular, destacan las grandes centrales hidroeléctricas y la central

nuclear Laguna Verde las cuales recibirán Contratos Legados de largo plazo (mayores a 14 años).

En diez años, la capacidad contratada a través de Contratos Legados provendrá de las centrales de

ciclo combinado (CCC) y de las hidroeléctricas principalmente.

Dentro de 6 años, la mitad de la capacidad contratada será de centrales de PIE y proyectos nuevos

de la CFE.

20

VII. Términos comerciales de los Contratos Legados

A. Esquemas de Contratación

Existen tres tipos de Esquemas de contratación de acuerdo al tipo de central, uno para centrales

térmicas de la CFE, otro para renovables de CFE y un tercero para los PIE. En estos, se plantea la

forma en que se determinan las cantidades obligatorias de entrega, y los precios que se pagaran por

la operación de cada central.

A cambio de estos pagos, el Suministro Básico adquirirá los productos de la central: energía,

Potencia, CEL, y en algunos casos, los Servicios Conexos producidos por las centrales.

Centrales térmicas de la CFE

Este esquema es aplicable para las centrales de la CFE de tecnologías Ciclo Combinado,

Combustión Interna, Termoeléctrica Convencional, Turbogás, Cogeneración Eficiente,

Carboeléctrica y Nucleoeléctrica.

Los Contratos Legados de centrales térmicas, así como de centrales geotérmicas como se menciona

más adelante, cuentan con una opción de compra para la energía y serán ejercidos por el

Suministrador de Servicios Básicos en función de los Precios Marginales Locales (PML) que

prevalezcan en el Mercado Eléctrico Mayorista, mientras que cantidad de Potencia Contratada y

CEL será fija. Así, el Suministrador adquirirá la energía de cada central buscando maximizar la

diferencia entre el precio nocional de referencia, que es el cost6o variable de la central, y el Precio

Marginal Local del nodo donde la central genera.:

Dónde VOM es el costo variable de Operación y Mantenimiento, es la Tarifa de Operación

del Centro Nacional de Control de Energía aprobada por la CRE y es la tarifa que

aplicará la Comisión Federal de Electricidad por el servicio público de transmisión de energía

eléctrica aprobado por la CRE; RT es el Régimen térmico histórico de la central o unidad, y PUC el

Precio Unitario del combustible utilizado. En el caso de la central nucleoeléctrica Laguna Verde el

precio del combustible se incluye en los costos de operación y mantenimiento dado que las recargas

de combustibles se llevan a cabo cada dieciocho meses.

Si bien los precios de referencia y las cantidades incluidas en los Contratos Legados fueron fijados a

partir del análisis de plantas específicas, la adquisición de la energía es independiente de la

operación de la central, por lo que el generador sigue obligado a generar o adquirir la energía o

Productos Asociados en el Mercado Eléctrico Mayorista para cumplir con las cantidades pactadas.

En el caso de que las empresas generadoras hagan inversiones para mejorar su eficiencia, esta

podrá retener las ganancias obtenidas, de acuerdo a lo estipulado en el artículo Décimo Transitorio

del Reglamento de Ley de la Industria Eléctrica.

Centrales de Energía renovable de CFE

Dentro de esta categoría se encuentran las centrales con tecnología Eólica, Solar, Hidroeléctricas y

Geotérmicas. Para este tipo de centrales existen algunas variaciones en los esquemas de pagos.

21

El despacho de las centrales hidroeléctricas de gran escala es optimizado por el CENACE, por lo

que no es necesaria una opción de compra y toda la energía generada será adquirida por el

Suministrador de Servicio Básico. Estas deben entregar los Servicios Conexos asociados al

Suministrador, así como su capacidad asociada, ya que estos ya están incluidos en el pago de

capacidad.

Por otro lado, con el fin de incentivar el despacho óptimo de las centrales hidroeléctricas medianas

y pequeñas con embalse, de tal manera que estén disponibles para satisfacer las necesidades del

Suministro Básico, se contratará el 95% de la energía, Potencia y CEL asociados, de tal forma que

puedan ofertar el remanente de su energía y productos asociados en el Mercado de Corto Plazo.

En el caso de las centrales geotérmicas, habrá una opción de compra, igual a la de las centrales

térmicas, que determinará la cantidad de energía que se compre cada mes. Para estas centrales el

Precio Unitario de Combustible es cero, por lo que la opción de compra depende de los costos

variables de operación y mantenimiento.

En el caso de las centrales intermitentes no despachables, se comprará toda la energía que estas

produzcan y se establece un pago fijo, proporcional a la capacidad, de acuerdo con las

características de la tecnología, con el fin de incentivar el buen estado y al funcionamiento de las

mismas. Se consideran centrales intermitentes no despachables las de tecnología eólica, solar y mini

hidros sin embalse.

Centrales PIE

Las Centrales de los PIE, tanto las renovables como las térmicas, fueron evaluadas de la misma

forma que el resto de las centrales, es decir siguiendo los pasos descritos en la sección “V.

Metodología y Criterios para la selección de Centrales Legadas”, sin embargo sus términos

contractuales originales se respetan, por lo que el Suministro Básico deberá pagar los costos

asociados con la operación de las centrales de conformidad con los contratos ya establecidos.

A cambio, el generador que represente a las centrales de PIE deberá entregar la energía, Potencia,

CEL y Servicios Conexos asociados a las mismas.

B. Cantidades incluidas en los Contratos Legados

Los contratos amparan la Energía (MWh), Potencia (MW) y CEL de las centrales eléctricas

seleccionadas.

1) Para las plantas termoeléctricas, nucleoeléctricas y geotérmicas:

La cantidad de energía (MWh por hora) se determinará en función de la opción de compra

en cada hora, y será hasta por la capacidad neta ajustada por la disponibilidad específica

para cada central.

La cantidad de Potencia (MW) estará fija en función de la capacidad neta ajustada por la

disponibilidad de cada central.

En virtud de que la capacidad neta ya incorpora los periodos de mantenimiento, fallas e

indisponibilidades por causas ajenas, no se prevé que dichas obligaciones sean afectadas

22

por los periodos de mantenimiento, por lo que las opciones son ejercibles en cualquier

momento.

2) Para las hidroeléctricas de gran escala7:

No hay un compromiso específico de la cantidad de Energía (MWh); a estas centrales se

les acreditará toda la energía generada.

La cantidad de Potencia (MW) estará fija en función de la capacidad neta ajustada por la

disponibilidad de cada central.



por los periodos de mantenimiento.

3) Para las hidroeléctricas de mediana escala y mini hidroeléctricas con capacidad de optimizar

despacho a corto y mediano plazo8:

En los contratos se adquiere el 95% de la energía generada, de manera que estas centrales

puedan ofertar el 5% remanente en el Mercado Eléctrico Mayorista y así buscar

maximizar sus ingresos. Esto permitirá a su vez que se maximice el valor de la energía, al

incentivar la optimización del despacho.

La cantidad de Potencia (MW) se basará en el 95% de la capacidad neta ajustada por la

disponibilidad histórica de cada planta, de manera que estas centrales podrán ofertar el 5%

remanente en el Mercado Eléctrico Mayorista y así buscar maximizar sus ingresos.



por los periodos de mantenimiento.

4) Para recursos intermitentes (solar, eólico y mini hidroeléctricas a filo de agua):

No hay un compromiso específico de la cantidad de energía (MWh), se aceptará toda la

generación que entreguen al sistema en cada hora.

En materia de Potencia (MW) se le acreditará al Suministro Básico toda aquella

Capacidad Entregada que dichas centrales aporten al sistema, sin preestablecer requisitos

específicos.

Los compromisos de energía de las plantas termoeléctricas, nucleoeléctricas, geotérmicas,

hidroeléctricas de gran escala, medianas y pequeñas con embalse, entregarán y programarán sus

compromisos de energía, en su NodoP, en el Mercado del Día en Adelanto (MDA); mientras que las

cantidades establecidas para las fuentes intermitentes no despachables serán aquellas producidas en

el Mercado de Tiempo Real (MTR). Para ello, programarán la cantidad a transferir en MDA y

ajustarán en el MTR, la diferencia entre lo programado y la cantidad generada.

Certificados de Energías Limpias

En el caso de las centrales térmicas con capacidad de generar certificados de energías limpias se

contratarán cantidades fijas de CEL de manera anual, los cuales se contratan de la siguiente manera:

7 Se consideran Hidroeléctricas de Gran Escala aquellas hidroeléctricas que actualmente cuentan con un

despacho optimizado por el CENACE.

8 Se consideran Hidroeléctricas de mediana escala y Mini hidroeléctricas, aquellas hidroeléctricas de mediana

y pequeña escala que pueden optimizar su generación por pequeños intervalos de tiempo (desde horas hasta

una o dos semanas).

23

Repotenciación de Laguna Verde: Se multiplica el porcentaje del incremento de capacidad

debido a la repotenciación (12.93%) por la generación anual esperada de acuerdo a la

capacidad neta y factor de planta. La cantidad resultantes de CEL es 1,648,071 al año.

Cogeneración Eficiente Salamanca: se multiplicará la ganancia en eficiencia por la

generación eléctrica esperada durante los años del contrato en los que sean acreditables los

CEL. La eficiencia a partir de la cual se mide el aumento de capacidad será de acuerdo a las

disposiciones de “Cogeneración Eficiente” de la CRE (RES/1838/2016).

En el caso de centrales de fuentes renovables la cantidad de CEL dependerá de un porcentaje fijo

por generación:

Para las hidroeléctricas medianas y mini hidros con embalse, se entregarán el 95% de los

CEL generados cada periodo, en el caso de centrales eólicas, solares, hidros de gran escala

y mini hidros sin embalse, se entregará el 100% de los CEL generados, como se mencionó

en el apartado correspondiente anterior.

En el caso de centrales geotérmicas, se entregará una cantidad fija, calculada en base a lo

establecido en los permisos de generación de los proyectos.

Si las ganancias en generación de las centrales geotérmicas derivadas de un mantenimiento

llegasen a ser reconocidas como generadoras de CELS, se transferirá al Suministrador de

Servicios Básicos una cantidad fijada de acuerdo al porcentaje de generación ganado gracias a

la repotenciación o inversión en mantenimiento de los campos geotérmicos, al igual que en el

caso de la repotenciación de Laguna Verde.

C. Costos incluidos en los Contratos Legados

A partir de las fuentes de información señaladas anteriormente, se determinaron los pagos que

recibirán las centrales; los cuales son equivalentes a los costos fijos y variables en que incurren las

centrales, e incluyen:

1) Costos fijos de operación y mantenimiento;

2) Costos por obligaciones laborales incrementales;

3) Depreciación de la central;

4) Costos de infraestructura asociada (gasoductos, desmantelamiento de la central nuclear y

terminal de carbón);

5) Costos variables de operación y mantenimiento;

6) Otras tarifas o costos (transmisión, tarifas CENACE, cuota CRE, derechos de uso de agua a

CONAGUA).

Para los pagos unitarios de los costos fijos y variables de operación y mantenimiento de cada

central, y con el fin de no duplicar ningún pago, se procedió de la siguiente forma: al costo de

operación de la central reportado en el Balance General se sustrajo el cálculo de costos variables

entregado por las centrales multiplicado por la generación anual proyectada, con lo que se obtuvo el

costo fijo de operación. El monto obtenido de los costos fijos se dividió entre la Capacidad

Instalada Contratada de la central a modo de obtener pagos en pesos por MW-año y posteriormente

24

se estableció el monto variable por MWh requerido de tal modo que se aseguren los pagos

suficientes para el correcto mantenimiento de cada central.

Cabe señalar que el costo de obligaciones laborales se ajustará de acuerdo al valor correspondiente

al nuevo Contrato Colectivo de Trabajo de la CFE, vigente a partir de 2016.

Además, se reconocen los costos de financiamiento en los que puedan incurrir las centrales,

otorgando una tasa de retorno sobre el capital del 6.5%, de acuerdo a mejores prácticas

internacionales. El pago del retorno sobre el capital se introducirá de manera gradual con el fin de

garantizar que este se otorgue a las centrales más eficientes, esto es aquellas que recibirían contrato

en el escenario inicial del Anexo 2 y que hayan sido evaluadas por la CRE como económicamente

eficientes, al estar por debajo de la referencia internacional de costos anuales. La introducción

gradual del pago mencionado se dará al multiplicar el pago nivelado calculado por un porcentaje

hasta alcanzar el 100% de la siguiente forma:

Primer año de los contratos (2017): 0%

Segundo año de los contratos (2018): 25%

Tercer año de los contratos (2019): 50%

Cuarto año de los contratos (2020): 75%

A partir del quinto año de los contratos (2021 en adelante): 100%

En la Tabla 4 se detalla la repartición de los costos en los pagos fijos y en la Tabla 5 de los pagos

variables para cada tecnología.

Tabla 4. Componentes de pago fijo

Tecnología

Carboelectrica 1 1 1 1 1 1

Ciclo Combinado 1 1 1 1 1 1 1

Cogeneracion Eficiente 1 1 1 1 1 1 1

Combustion Interna 1 1 1 1 1 1 1

Eolicas 1 1 1

Geotermica 1 1 1

Hidroelectricas Gran Escala 1 1 1 1 1

Hidroeléctrica Mediana Escala 1 1 1 1 1

Mini Hidro 1 1 1 1 1

Mini Hidro Intermitente 1 1 1

Nucleoeléctrica 1 1 1 1 1 1

Solares 1 1 1

Termoelectrica Convencional 1 1 1 1 1 1 1

Turbogas 1 1 1 1 1 1 1

Cargo por

gasoducto

($/KW-yr)

Costo fijo de

operación

($/kW-yr)

Costo fijo de

Mantenimiento

($/kW-yr)

Obligación

laboral

incremental

($/kW-year)

Impuesto a

Costos Fijos

($/kW-yr)

Depreciación

($/kW-yr)

Retorno nivelado

($/kW-yr)

25

Tabla 5. Componentes de pago variable

Adicionalmente, se prevén pagos mensuales para cubrir la tarifa del CENACE, la tarifa de

transmisión, así como pagos en función de la Capacidad Instalada Contratada para cubrir las cuotas

anuales del CENACE y de la CRE por supervisión anual de permisos y, en caso de las centrales

hidroeléctricas, el pago a la Comisión Nacional Del Agua de derechos por el uso no consuntivo de

aguas nacionales para Generación Hidroeléctrica. Dichos cargos se prevé puedan ser ajustados ante

cambios en las cuotas autorizadas por la CRE y en la Ley Federal de Derechos.

Con el fin de buscar una operación óptima de las centrales, en el caso de las centrales de Energías

Limpias, al aplicar este esquema de pagos, utilizando como insumo la generación estimada para el

2016 del PRODESEN 2015 y 2016, y obteniendo el promedio, junto con el escenario de

predespacho estimado por el CENACE, se obtienen los siguientes porcentajes de ingresos variables,

los cuales son suficientes para complementar sus requerimientos de ingreso.

Tabla 6. Fuente de ingresos variables para centrales de Energías Limpias

Tecnología % Ingreso Variable

Eólicas CFE (51-77%) Promedio 67%

Eólicas PIE (99.2-99.8%) Promedio 99.6%

Solares (50-99%) Promedio 79%

Mini hidros Intermitentes (30-77%) Promedio 59%

Hidroeléctrica Gran Escala (21-61%) Promedio 34%

Hidroeléctrica Mediana Escala (4-29%) Promedio 19%

Mini hidro (13-30%) Promedio 18%

D. Factores de ajuste

Finalmente, una parte de dichos pagos serán ajustados periódicamente para reflejar variaciones en la

inflación relevante para sus diversos componentes, a continuación se incluye una breve descripción.

Tecnología

Carboelectrica 1 1

Ciclo Combinado 1 1

Cogeneracion Eficiente 1

Combustion Interna 1 1

Eolicas 1 1 1 1

Geotermica 1 1 1 1

Hidroelectricas Gran Escala 1 1

Hidroeléctrica Mediana Escala 1 1

Mini Hidro 1 1

Mini Hidro Intermitente 1 1 1 1

Nucleoeléctrica 1 1

Solares 1 1 1 1

Termoelectrica Convencional 1 1

Turbogas 1 1

Consumo de

combustible

($/MWh)

O&M Variable

($/MWh)

Depreciación

($/MWh)

Costo fijo de

operación

($/MWh)

Costo fijo de

Mantenimiento

($/MWh)

Retorno nivelado

($/MWh)

26

Dado que los pagos en los contratos están estipulados de manera mensual, los factores de ajuste se

detallan de manera mensual.

1) En función de que los pagos fijos de operación y mantenimiento se han determinado a partir de

los datos contables de la CFE durante el 2015, es necesario que éstos puedan ser ajustados en

años posteriores en función de parámetros claros y transparentes. Diversos costos de operación

y mantenimiento dependen de insumos como: aceites, combustibles, mano de obra, materiales

y equipos. Los precios de venta de dichos insumos se ajustan por sus costos de producción, que

pueden incorporar, variaciones mensuales en insumos básicos como energéticos y metales

básicos.

Por ello, es necesario reflejar un ajuste por inflación en los pagos que se realicen a los

generadores por dichos conceptos. El factor de ajuste por inflación para los costos de

operación y mantenimiento se calcula como el promedio ponderado entre la variación del

índice de precios al consumidor de Estados Unidos y México del mes previo al pago y aquel

publicado en diciembre 2015, ya que los insumos se adquieren en ambos mercados. Para los

EE.UU. se utiliza el “Producer Price Index” correspondiente al rubro “Commercial Machinery

Repair and Maintenance” publicado por el Bureau of Labor Statistics de Estados Unidos. En el

caso de México, corresponde al Índice Nacional de Precios Consumidor publicado por el

Instituto Nacional de Estadística y Geografía (INEGI).

Dadas estas características fue necesario que el índice reflejara también variaciones en el tipo

de cambio.

El porcentaje de participación de insumos para costos fijos de operación y mantenimiento en

dólares y pesos, calculada de acuerdo a la participación promedio en 2015 obtenida de la CFE

considera qué porcentaje de los costos de operación y mantenimiento corresponde a los costos

financieros que se incluyeron en este rubro. Los costos fijos de operación y mantenimiento,

representan el 68% del costo y se reparten en 85% en dólares y 15% en pesos, mientras que los

costos financieros representan el 32% del costo y se reparten en 30% en dólares y 70% en

pesos; de acuerdo a lo reportado por el área de finanzas de la CFE.

Para los costos variables de operación y mantenimiento se usó un porcentaje de 30% de

insumos en dólares y 70% en pesos, de acuerdo a recomendaciones de prácticas comunes del

consultor EY Ernst & Young. De igual manera que con los costos fijos de operación y

mantenimiento, se utilizaron los índices “Producer Price Index” correspondiente al rubro “All

Comodities” publicado por el Bureau of Labor Statistics de Estados Unidos y el Índice

Nacional de Precios Productor sin Crudo de Exportación publicado por el Instituto Nacional de

Estadística y Geografía (INEGI), tomando como base los índices para diciembre 2015.

2) El factor de ajuste para las obligaciones laborales se calcula como el promedio entre la

variación anual en las obligaciones laborales derivado del Contrato Colectivo de Trabajo de la

CFE con el Sindicato Único de Trabajadores de la República Mexicana (SUTERM), y la tasa

variación entre el salario diario promedio asociado a asegurados trabajadores a nivel nacional,

publicado por el Instituto Mexicano del Seguro Social, tomando como base diciembre 2016.

3) Finalmente, el factor de ajuste por inflación del retorno nivelado se calcula como la variación

entre el valor para el mes previo al pago y aquel publicado para diciembre 2015del Índice

Nacional de Precios al Consumidor Publicado por el Instituto Nacional de Estadística y

Geografía (INEGI).

4)

27

VIII. Centrales de Menor Costo

La opinión de la CRE emitida a esta Secretaría recomendó asignar las centrales de menor costo a

los usuarios domésticos, como un mecanismo de transición. Para la identificación de dichas

centrales, se calculó el costo total de la totalidad de centrales bajo contrato legado, incluyendo

costos fijos y variables. Las centrales fueron ordenadas de menor a mayor costo, y fueron incluidas

en el conjunto hasta que este conjunto cubriera una cantidad de energía equivalente al consumo de

energía de los usuarios domésticos de 67.48 TWh. El resultado de dicho procedimiento se

encuentra en el ANEXO 3, junto con el número de años que podrán asignarse en prioridad el

servicio doméstico, con el fin de crear el mecanismo de transición recomendado en la opinión de la

CRE.

IX. Fuentes de Información En esta sección se encuentran las fuentes de información utilizadas para la elaboración de la

presente Metodología, Criterios y Términos para Contratos Legados.

[1] Ley de La industria Eléctrica, México 2014

[2] Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2015-2029.

Secretaría de Energía, Subsecretaría de Electricidad, México 2015.

[3] Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2016-2030.

Secretaría de Energía, Subsecretaría de Electricidad. México 2016.

[4] CFE (octubre 2015), Unidades Generadoras en Operación, Generación, Eficiencia

Térmica y Consumo de Combustibles 2007 -2014 CFE y PIE. Información Confidencial.

[5] Unidades Generadoras en Operación, Capacidad 2014. Sistema Eléctrico Nacional (CFE

y PIE). Subdirección de Programación, CFE. México 2014. Información Confidencial.

[6] CFE (junio 2015), Unidades Generadoras en Operación, Disponibilidad e Indisponibilidad

2010—2014. Información Reservada.

[7] Costos y Parámetros de Referencia para la Formulación de Proyectos de Inversión en el

Sector Eléctrico trigésima cuarta edición, COPAR Generación 2014. Comisión Federal de

Electricidad, Subdirección de Programación, Coordinación de Evaluación. México 2014.

[8] Costos y Parámetros de Referencia para la Formulación de Proyectos de Inversión en el

Sector Eléctrico trigésima quinta edición, COPAR Generación 2015. Comisión Federal de

Electricidad, Subdirección de Programación, Coordinación de Evaluación. México 2015.

Información Reservada.

[9] Geothermal Strategic Value Analysis, in Support of the 2005 integrated energy policy

report, Sison-Lebrilla, E., Tiangco, V., California Energy Commission; Dual Flash -

Results of Economic Analysis EE.UU.AA. 2005.

[10] Programa de Obras e Inversión del Sector Eléctrico (POISE) 2012-2026. Comisión

Federal de Electricidad, Dirección General, Subdirección de Programación. México 2012.


28

[11] Programa de Obras e Inversión del Sector Eléctrico (POISE) 2014-2018. Comisión

Federal de Electricidad, Dirección General, Subdirección de Programación. México 2014.


[12] CFE (enero 2016), Catálogo General de Presas y Centrales Hidroeléctricas de la CFE.


[13] (SENER) Resultados modelo Plexos utilizado para PRODESEN 2015-2029. Información

Confidencial.

[14] (SENER) Resultados modelo Plexos utilizado para PRODESEN 2016-2030. Información

Confidencial.

[15] CFE (enero 2016) Costos fijos gasoductos por proyecto, zona y central. Información

Confidencial.

[16] CFE (enero 2016) Lista de proyectos de gasoductos. Información Confidencial.

[17] CFE (junio 2016) Uso de gasoductos nacional 2016-2029. Información Confidencial.

[18] CFE (junio 2016) Uso de gasoductos nacional 2016-2043. Información Confidencial.

[19] CFE (julio 2016) Consumo de gas natural anual, Resumen. Información Confidencial.

[20] CFE (julio 2016) Pagos por reserva de capacidad de gasoductos. Información

Confidencial.

[21] CFE (julio 2016) Análisis de costos de operación y mantenimiento (documento resumen).

Información Confidencial.

[22] CFE (julio 2016) Análisis de costos de operación y mantenimiento (carpeta con soportes).

Información Confidencial.

[23] CFE (abril 2016) Contrato de prestación de Servicios de Manejo de carbón entre la CFE y

Banco Inverlat con Techint (1996). Información Confidencial.

[24] CFE (abril 2016) Contrato de fideicomiso irrevocable de administración, garantía y

traslativo de dominio entre Techint, Carbonser, CFE e Inverlat. Información Confidencial.

[25] CFE (abril 2016) Convocatoria para la Adquisición de 5,980,000 toneladas de Carbón

Mineral Térmico con destino a la C.T. Pdte. Plutarco Elías Calles. Información

Reservada.

[26] CFE (abril 2016) Convocatoria para la Adquisición de 500,000 toneladas de Carbón

Mineral con las Características del Carbón de Sabinas, Coahuila. Información Reservada.

[27] CFE (junio 2016) Balance General de las actividades de Generación con cifras al cierre

de 2014. Información Confidencial

[28] CFE (junio 2016) Balance General de las actividades de Generación con cifras al cierre de

2015. Información Confidencial

[29] CFE (junio 2016) Costos indirectos de generación, Balanza Generación 2015.

Información Confidencial

[30] FERC Gas Tariff Original Volume No. 1 of Ruby Pipeline, L.L.C.

[31] PJM “Cost of New Entry Estimates for Combustion Turbine and Combined Cycle Plants

in PJM”; The Brattle Group, Sargent & Lundy. Estados Unidos de America, 2014.

[32] NUREG 1307, Rev. 15. Report on Waste Burial Charges. U.S.NRC. Estados Unidos de

América, 2013.

[33] Base de datos con registros históricos de generación reportados por CENACE.

[34] Costos de combustibles reportados en las tablas de mérito mensuales de CENACE.


29

[35] CFE (julio 2016) Distribución de Deuda Documentada y Pidirega (Inversión Directa) por

moneda. Información Reservada.

[36] PIIRCE. Información Confidencial

[37] Manual de Mercado de Energía de Corto Plazo, Diario Oficial de la Federación, publicado

el 17 de junio de 2016.

[38] Estados Financieros a Diciembre de 2015. Comisión Federal de Electricidad. México

2016.

[39] Acuerdo Núm. A/045/2015: Acuerdo por el que la Comisión Reguladora de Energía

expide las tarifas que aplicará la Comisión Federal de electricidad por el servicio público

de transmisión de energía eléctrica durante el periodo tarifario inicial que comprende del 1

de enero de 2016 y hasta el 31 de diciembre de 2018.

[40] Acuerdo Núm. A/075/2015: Acuerdo por el que la Comisión Reguladora de Energía

Expide las tarifas de operación del Centro Nacional de Control de Energía para el año

2016.

[41] Ley Federal de Derechos, Diario Oficial de la Federación, publicada el 11 de agosto 2014.

[42] Archivo Excel con flujos correspondientes a pagos acordados y uso proyectado para los

gasoductos con los que tiene contrato la CFE. Contiene información proveniente de

contratos para el transporte de gas natural obtenidos bajo licitaciones llevadas a cabo por

la CFE, así como contratos realizados en administraciones anteriores (reservas de

capacidad en México en el Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado

de Gas Natural, SISTRNAGAS por sus siglas, y Estados Unidos, convenios de inversión,

etc.) de cada gasoducto, ramal, cabezal, compresora o regasificadora entre el 1 de enero de

2017 y el 31 de diciembre 2043 y Caso Base de abril 2016 elaborado por la CFE.

[43] Tarifas del SISTRANGAS vigentes a partir del 1 de octubre de 2016 al 31 de

diciembre de 2016. Diario Oficial de la Federación 30 de septiembre de 2016.

[44] Tarifa publicada en Arizona Rates FT1 (Daily reservation). THIRD REVISED

VOLUME NO. 1A.

[45] Presupuesto de Egresos de la Federación para la Comisión Federal de Electricidad

2014.


2015.


2016.

30

Anexo 1 Determinación de la tarifa nivelada de los contratos de reserva

de capacidad que tiene la CFE para el transporte de gas natural

Información utilizada y consideraciones: Para el cálculo de la tarifa nivelada de los pagos por reserva de capacidad firme en el sistema actual

y futuro de gasoductos de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) se considera lo siguiente:

1. Retribuciones: pagos por reserva de capacidad en firme pactados en los contratos obtenidos

bajo licitaciones llevadas a cabo por la CFE, así como contratos realizados en

administraciones anteriores (reservas de capacidad en México en el Sistema de Transporte y

Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural, SISTRNAGAS por sus siglas, y

Estados Unidos, convenios de inversión, etc.) de cada gasoducto, ramal, cabezal,

compresora o regasificadora entre el 1 de enero de 2017 y el 31 de diciembre 2043. Todos

los contratos antes mencionados fueron revisados por personal de la Secretaría.

2. Centrales de Generación Eléctrica: se utiliza el Caso Base de abril 20169 (Caso Base)

elaborado por la CFE para establecer la lista de centrales cuyo combustible principal es el

gas natural. La información contenida en el Caso Base de los generadores es la siguiente:

a. Capacidad bruta,

b. Eficiencia10

,

c. Programa de adiciones de Capacidad,

d. Programa de Retiros, y

e. Repotenciaciones de las centrales: ajustes en la eficiencia y capacidad bruta.

Debido a que las proyecciones de demanda de energía eléctrica del Caso Base y el

PRODESEN llegan hasta 2029, se considera que esta permanece constante a partir de enero

de 2030 y hasta diciembre de 2043.

Para los Productores Independientes de Energía (PIE) se considera que su vida útil será de 5

años adicionales a los 25 años de duración de sus respectivos contratos.

3. Consumo de gas natural del parque de generación: para la estimación del consumo de gas

natural de las centrales eléctricas que tienen un contrato de reserva de capacidad con CFE

se consideran eficiencia y capacidad bruta de cada central o unidad con el objetivo de

estimar la reserva de capacidad en la red actual y futura de gasoductos.

4. Regiones: se consideran las siguientes regiones de suministro de gas natural:

a. Zona 1: Baja California

b. Zona 2: Noroeste

9 El Caso Base es el modelo en el cual se representa el comportamiento y evolución a largo plazo del Sistema Eléctrico

Nacional bajo distintos supuestos utilizado por la CFE: crecimiento de la demanda eléctrica, escenario de precios de

combustibles, programas de retiros y adiciones de capacidad, así como repotenciaciones, escenario de recurso hídrico y

demás recursos renovables, límites de transmisión eléctrica, etc. 10

La eficiencia de las centrales existentes corresponde al promedio de la estadística obtenida a partir de la generación

histórica y el consumo de combustible reportados en el documento “Generación, Eficiencia Térmica y Consumo de

Combustibles 2007 - 2014 CFE y PIE”. Para nuevos proyectos de generación se utilizó como referencia el COPAR 2015.

31

c. Zona 3: Norte

d. Zona 4: Noreste

e. Zona 5: Occidente

f. Zona 6: Centro - Golfo

g. Zona 7: Península de Yucatán

h. Zona 8: Baja California Sur11

5. Bloques de tiempo: debido a que la entrada de la nueva infraestructura en los primeros años

tiene un costo mayor en comparación con el resto de los años, se estiman cuatro tarifas

distintas, para cada una de las zonas mencionadas anteriormente, de acuerdo a los

siguientes bloques de tiempo:

a. Bloque 1: desde enero hasta diciembre de 2017.

b. Bloque 2: desde enero hasta diciembre de 2018.

c. Bloque 3: desde enero de 2019 hasta diciembre de 2030.

d. Bloque 4: desde enero de 2031 hasta diciembre de 2043.

6. Centrales con Contrato Legado, y duración de estos.

7. Consideraciones económicas:

a. Tasa de descuento del 10% anual.

b. Los pagos están en dólares corrientes.

c. Se considera una sola tarifa por reserva de capacidad para todos los usuarios por

cada bloque y zona.

d. Se consideran los siguientes precios existentes como referencia a las condiciones de

mercado en cada zona12

:

a. Zona 1: Sistema Rosarito, $0.084 USD/MMBtu

b. Zona 2: El Paso Natural Gas (EPNG), $0.451 USD/MMBtu

c. Zona 3: SISTRANGAS Norte – Norte, $0.419 USD/MMBtu

d. Zona 4: SISTRANGAS Golfo – Golfo, $0.335 USD/MMBtu

e. Zona 5: SISTRANGAS Golfo – Centro, $0.717 USD/MMBtu

f. Zona 6: SISTRANGAS Golfo – Occidente, $0.535 USD/MMBtu

g. Zona 7: SISTRANGAS Sur – Sur, $0.203 USD/MMBtu

8. Factor de conversión GJ/MMBtu: 1 GJ equivale a 0.947815006266077 MMBtu

Metodología y Resultados: Se realiza el cálculo de la tarifa nivelada en distintos bloques de tiempo (1-4) para cada una de las

zonas (1-7).

11 En el caso de Baja California Sur no se estimará la tarifa nivelada ya que no hay Centrales con Contrato Legado en la

zona que consuman gas por lo que el ejercicio no es necesario. 12 Tarifas del SISTRANGAS vigentes a partir del 1 de octubre de 2016 al 31 de diciembre de 2016. Diario Oficial de la

Federación 30 de septiembre de 2016.

Para EPNG, tarifa publicada en Arizona Rates FT1 (Daily reservation). THIRD REVISED VOLUME NO. 1A.

Tipo de cambio considerado: $20.3863 MXN/USD.

32

1. Se enlistan los pagos fijos por cada gasoducto de los distintos contratos de servicio con los que

cuenta CFE.

2. Se enlistan las todas centrales que tienen y tendrán un contrato de reserva de capacidad firme

con CFE, su capacidad bruta y su eficiencia histórica. Esto incluye tanto las centrales

evaluadas para recibir un Contrato Legado, como aquellas que no son candidatas a recibir un

Contrato Legado.

3. Se determina la capacidad de reserva de gas natural del sistema estimando el consumo de cada

central de generación considerando una operación al 100% de su capacidad.

4. Para calcular la tarifa nivelada por región y bloque, se considera el costo de los gasoductos

contenidos en cada una de las regiones por cada bloque. En caso de existir gasoductos

contenidos en más de una zona, sus costos se reparten entre las zonas de acuerdo su porcentaje

de participación. Estos porcentajes se obtienen como el cociente entre la demanda de gas

estimada para cada zona y la demanda estimada para todas las zonas, proyectadas entre 2017 y

2043.

5. Con base a la información de los puntos anteriores, se obtienen las tarifas13

por zona y bloque

mediante la siguiente formula:

Dónde:

= Valor presente de los costos nivelados de cada gasoducto, ramal, cabezal y

regasificadora para la zona i del bloque j, {

}, { }.

= Valor presente de la capacidad reservada para la

zona i del bloque j, { },

{ }.

6. Esta tarifa representa un costo unitario que será aplicado a la capacidad reservada de gas

natural de cada central eléctrica durante su duración en el Contrato Legado. Además, la

tarifa obtenida debe respetar la proporción entre las tarifas actuales (numeral 7.d de la

sección Información utilizada y consideraciones) y las estimadas para cada zona y bloque.

En la tabla 1 se detallan las tarifas niveladas de acuerdo a las condiciones de los contratos

de reserva de capacidad que tiene la CFE para el transporte de gas natural al cierre del año

2016 en USD/MMBtu.

13 Esta tarifa refleja los pagos requeridos por cada gasoducto, ramal, cabezal, compresora y recalificadora pro zona y

bloque y busca cubrir los costos del periodo con la capacidad reservada esperada.

33

Tabla 7: Tarifa nivelada por Zona y Bloque en escenario actual

Bloque Zona 1 Zona 2 Zona 3 Zona 4 Zona 5 Zona 6 Zona 7

1 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx



4 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx

Para el bloque 4, no existen centrales con contratos legados en las zonas 5, 6 y 7 por lo que

no se calculó dicha tarifa.

Con las tarifas de la Tabla 1, los pagos totales provenientes de los contratos legados a los

gasoductos, son los siguientes:

Tabla 8: Monto de pagos esperados en escenario actual en USD/MMBtu

Pagos por reserva de capacidad

(MMUSD)

2017 xxxxxxx

2018 xxxxxxx

2019 xxxxxxx

2020 xxxxxxx

2021 xxxxxxx

2022 xxxxxxx

2023 xxxxxxx

2024 xxxxxxx

2025 xxxxxxx

2026 xxxxx

2027 xxxxx

2028 xxxxx

2029 xxxxx

7. Adicionalmente, se evalúan los impactos en las tarifas si se cedieran los contratos de la

Regasificadora de Manzanillo y las Compresoras Altamira y Soto la Marina al SISTRANGAS.

Para llevar a cabo dicho cálculo se resta el costo mensual a los flujos enlistados del Punto 1

para cada uno de los casos definidos a continuación:

a. Caso 1: Sin el costo de la regasificadora de Manzanillo.

b. Caso 2: Sin el costo de la compresora Altamira.

c. Caso 3: Sin el costo de la compresora Soto la Marina.

d. Caso 4: Sin el costo de la regasificadora de Manzanillo y la compresora Altamira

e. Caso 5: Sin el costo de la regasificadora de Manzanillo y la compresora Soto la

Marina.

f. Caso 6: Sin el costo de la compresora Altamira y la compresora Soto la Marina

g. Caso 7: Sin el costo de la regasificadora de Manzanillo, la compresora Altamira y

la compresora Soto la Marina.

Para cada uno de los escenarios mencionados arriba se llevan a cabo los Puntos 5 y 6.

34

Las siguientes tablas muestran las tarifas por zonas y bloques de los escenarios descritos.

Tabla 9: Tarifa nivelada por Zona y Bloque en el Caso 1: Sin el costo de la Regasificadora de Manzanillo en

USD/MMBtu






Tabla 10: Tarifa nivelada por Zona y Bloque en el Caso 2: Sin el costo de la compresora Altamira en

USD/MMBtu






Tabla 11: Tarifa nivelada por Zona y Bloque en el Caso 3: Sin el costo de la compresora Soto la Marina en

USD/MMBtu






Tabla 12: Tarifa nivelada por Zona y Bloque en el Caso 4: Sin el costo de la Regasificadora de Manzanillo y la

compresora Altamira en USD/MMBtu






Tabla 13: Tarifa nivelada por Zona y Bloque en el Caso 5: Sin el costo de la Regasificadora de Manzanillo y la

compresora Soto la Marina en USD/MMBtu






35

Tabla 14: Tarifa nivelada por Zona y Bloque en el Caso 6: Sin el costo de la compresora Altamira y la

compresora Soto la Marina en USD/MMBtu






Tabla 15: Tarifa nivelada por Zona y Bloque en el Caso 7: Sin el costo de la Regasificadora de Manzanillo, la

compresora Altamira y la compresora Soto la Marina en USD/MMBtu






8. Adicionalmente, cuando se actualicen las tarifas del SISTRANGAS, se deberá calcular el

ajuste requerido a las tarifas plasmadas en la sección de resultados (Tablas 1, 3, 4, 5, 6, 7, 8 y

9) de acuerdo al mecanismo descrito a continuación:

Mecanismo para calcular ajuste por variación en tarifas del SISTRANGAS

Información necesaria:

a) Tarifas del SISTRANGAS14

correspondientes al periodo de emisión de la metodología.

b) Tarifas del SISTRANGAS15

correspondientes al periodo en curso.

c) Capacidad reservada en el SISTRANGAS por parte de CFE para las centrales con

Contratos Legados, con asignación por zona, en el año de emisión de la metodología y la fecha en la que se realice el ajuste.

d) Capacidad reservada con contratos distintos al SISTRANGAS por parte de CFE para

centrales con Contratos Legados en el año de emisión de la metodología con su asignación

por nivel de aportación por zona.

e) Tarifas niveladas resultantes aplicables a las Centrales con Contrato Legado (Tablas 1, 3, 4,

5, 6, 7, 8 y 9 de la sección de resultados del presente Anexo), considerando el estatus de los

contratos con la regasificadora y las compresoras, que representan el pago fijo unitario por

transporte de gas natural.

Metodología de cálculo:

14 Publicadas en el Diario Oficial de la Federación, NOTA 1. 15 Publicadas en el Diario Oficial de la Federación.

36

1. Obtener el porcentaje de variación promedio de las tarifas del SISTRANGAS entre el

periodo de firma del contrato (Ver Nota 1) y el nuevo periodo: ∆% considerando los pagos en Pesos por GJ.

2. Para obtener el valor unitario (USD/MMBtu) de las zonas en donde existen centrales con

contratos de reserva de capacidad en el SISTRANGAS, se debe aplicar el porcentaje de

variación a la tarifa nivelada aplicable del Contrato Legado ( ) para cada zona y

para el j-ésimo bloque correspondiente:

⁄

3. Para obtener la tarifa actualizada, se debe considerar la proporción de la capacidad del

SISTRANGAS ante el resto del sistema de gasoductos en el que la CFE tiene contratos de

reserva de capacidad para el transporte de gas natural por zona y bloque utilizado por las

centrales con Contrato Legado , los ponderadores que se presentan a continuación

corresponden a dicha proporción:

Bloque ZONA 1 ZONA 2 ZONA 3 ZONA 4 ZONA 5 ZONA 6 ZONA 7 ZONA 8

1 0.000% 0.000% 0.280% 0.000% 1.238% 2.469% 0.000% 0.000%

2 0.000% 0.000% 0.258% 0.000% 1.247% 2.163% 0.000% 0.000%

3 0.000% 0.000% 0.395% 0.000% 2.860% 7.089% 0.000% 0.000%

4 0.000% 0.000% 0.979% 0.000% 0.000% 0.000% 0.000% 0.000%

Por lo tanto, la tarifa actualizada corresponde a la suma de la tarifa descrita en el Contrato

Legado ( ) y el Monto de Ajuste unitario ( ) afectado por los ponderadores

:

Adicionalmente, se puede calcular el monto total de ajuste diario de la siguiente manera:

4. De la capacidad reservada en el SISTRANGAS ( ) para las centrales que

pertenecen al Contrato Legado, considerar la distribución de reserva de capacidad para cada

zona por parte de CFE, de acuerdo a los siguientes ponderadores16

( ):

Es decir, el volumen reservado en el SISTRANGAS para cada zona se estima de la

siguiente manera:

⁄

16 NOTA 2. Los ponderadores deberán actualizarse de acuerdo a la información mencionada en el inciso c de la

Información necesaria considerando que estos fueron calculados con los volúmenes permitidos en la Resolución RES-

968-2016.

Zona 1 Zona 2 Zona 3 Zona 4 Zona 5 Zona 6 Zona 7 Zona 8

0% 0% 3.65% 0% 23.54% 72.8% 0% 0%

37

5. Multiplicar el volumen reservado en el SISTRANGAS para cada zona por el incremental

obtenido en el Punto 2 ( ). El resultado de esta operación será el Monto de ajuste

diario:

⁄

NOTA 1: Las tarifas del SISTRANGAS correspondientes al periodo de emisión de la metodología

son las siguientes:

PERIODO VIGENCIA AÑO

OCTUBRE-DICIEMBRE 2016

Reserva de capacidad

MXN/GJ SUR CENTRO OCCIDENTE GOLFO NORTE ITSMO

SUR $3.92438 $12.46572 $15.99052 $8.60716 $14.90003 $10.55780

CENTRO

OCCIDENTE $9.17972 $5.32116 $13.86250

GOLFO $10.33769 $13.86250 $6.47913 $12.77201

NORTE $12.77201 $8.08924

ITSMO

NOTA 2: En caso de que haya ajustes en la capacidad contratada por CFE en el SISITRANGAS,

los ponderadores , deberán actualizarse. Para el ajuste se deberá considerar el volumen

permitido en la Resolución RES-968-2016, el cual es el monto vigente a la publicación de la

presente metodología, y el nuevo volumen. Los ponderadores se ajustarán multiplicando

estos por el factor de cambio entre el volumen total de la Resolución RES-968-2016 y el nuevo

volumen ( ).

Dónde:

38

Anexo 2 Selección de Centrales para Contrato Legado, bajo escenario inicial y final

Final

Promedio PRODESEN

2015-2016, ingresos por

energía, costos de

gasoductos y cobertura

confiabilidad

Inicial

PRODESEN 2015,

ingresos por energía.

Central MW ¿Contrato

Legado?

Duració

n del

contrato

¿Contrato

Legado?

Dura

ción

del

contr

ato

C.C.C. Chihuahua II (El Encino) 619 VERDADERO 7 VERDADERO 7

C.C.C. Dos Bocas 226 VERDADERO 4 FALSO 0

C.C.C. El Sáuz 591 VERDADERO 7 VERDADERO 7

C.C.C. Felipe Carrillo Puerto (Valladolid) 220 VERDADERO 1 FALSO 0

C.C.C. Gómez Palacio 240 VERDADERO 3 FALSO 0

C.C.C. Gral. Manuel Álvarez Moreno

(Manzanillo I) 1454

VERDADERO 8 VERDADERO 8

C.C.C. Hermosillo 227 VERDADERO 6 VERDADERO 6

C.C.C. Huinalá 378 FALSO 0 FALSO 0

C.C.C. Huinalá II (Monterrey II) 459 VERDADERO 8 VERDADERO 8

C.C.C. Pdte. Emilio Portes Gil (Río Bravo) 211 VERDADERO 3 FALSO 0

C.C.C. Presidente Juárez (Rosarito) 773 VERDADERO 8 FALSO 0

C.C.C. Samalayuca II 522 VERDADERO 3 VERDADERO 1

C.C.C. San Lorenzo Potencia 382 VERDADERO 8 VERDADERO 8

C.C.C. Tula 489 VERDADERO 7 VERDADERO 7

C.C.C. Valle de México 549 VERDADERO 3 FALSO 0

C.C.I. Baja California Sur I 163 VERDADERO 4 FALSO 0

C.C.I. Gral. Agustín Olachea A. (Pto. San

Carlos) 104


C.C.I. Guerrero Negro II (Vizcaíno) 23 VERDADERO

Pequeño

sistema VERDADERO 2

C.C.I. Santa Rosalía 8 VERDADERO

Pequeño

sistema FALSO 0

C.E. Guerrero Negro 1 FALSO 0 VERDADERO 14

C.E. La Venta 84 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.E. Yuumil'iik 2 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.FV. Cerro Prieto 5 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.FV. Santa Rosalía 1 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.G. Cerro Prieto 570 VERDADERO 9 VERDADERO 7

C.G. Humeros 42 FALSO 0 VERDADERO 9

C.G. Los Azufres 192 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.G. Tres Vírgenes 10 VERDADERO 14 VERDADERO 14

39

C.H. 27 de Septiembre (El Fuerte) 59 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.H. Aguamilpa Solidaridad 960 VERDADERO 29 VERDADERO 14

C.H. Alfredo Elías Ayub (La Yesca) 750 VERDADERO 30 VERDADERO 14

C.H. Ángel Albino Corzo (Peñitas) 420 VERDADERO 22 VERDADERO 14

C.H. Bacurato 92 VERDADERO 22 VERDADERO 14

C.H. Bartolinas 1 FALSO 0 VERDADERO 14

C.H. Belisario Domínguez (Angostura) 900 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.H. Bombaná 5 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.H. Boquilla 25 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.H. Botello 18 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.H. Camilo Arriaga (El Salto) 18 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.H. Chilapan 26 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.H. Cóbano 60 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.H. Colimilla 51 VERDADERO 7 VERDADERO 7

C.H. Colina 3 VERDADERO 30 VERDADERO 14

C.H. Colotlipa 8 FALSO 0 VERDADERO 14

C.H. Cupatitzio 80 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.H. Electroquímica 1 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.H. Encanto 10 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.H. Falcón 32 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.H. Fernando Hiriart Balderrama

(Zimapán) 292


C.H. Gral. Manuel M. Diéguez (Santa

Rosa) 70


C.H. Gral. Salvador Alvarado (Sanalona) 14 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.H. Humaya 90 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.H. Infiernillo 1200 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.H. Ing. Carlos Ramírez Ulloa (El

Caracol) 600


C.H. Itzícuaro 1 FALSO 0 VERDADERO 14

C.H. Ixtaczoquitlán 2 FALSO 0 VERDADERO 14

C.H. José Cecilio del Valle 21 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.H. Jumatán 2 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.H. La Amistad 66 VERDADERO 30 VERDADERO 14

C.H. Leonardo Rodríguez Alcaine (El

Cajón) 750


C.H. Luis Donaldo Colosio (Huites) 422 VERDADERO 25 VERDADERO 8

C.H. Luis M. Rojas (Intermedia) 5 VERDADERO 8 VERDADERO 8

C.H. Malpaso 1080 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.H. Manuel Moreno Torres (Chicoasén) 2400 VERDADERO 24 VERDADERO 14

C.H. Mazatepec 220 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.H. Micos 1 FALSO 0 VERDADERO 14

C.H. Minas 15 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.H. Mocúzari 10 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.H. Oviáchic 19 VERDADERO 14 VERDADERO 14

40

C.H. Platanal 13 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.H. Plutarco Elías Calles (El Novillo) 135 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.H. Portezuelos I y II 3 FALSO 0 VERDADERO 14

C.H. Puente Grande 9 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.H. Raúl J. Marsal (Comedero) 100 VERDADERO 26 VERDADERO 14

C.H. San Pedro Porúas 3 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.H. Schpoiná 2 FALSO 0 VERDADERO 14

C.H. Tamazulapan 2 FALSO 0 VERDADERO 14

C.H. Temascal 354 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.H. Texolo 2 FALSO 0 VERDADERO 14

C.H. Tirio 1 FALSO 0 VERDADERO 14

C.H. Tuxpango 36 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.H. Valentín Gómez Farías (Agua Prieta) 240 VERDADERO 28 VERDADERO 14

C.H. Villita 320 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.H. Zumpimito 8 FALSO 0 VERDADERO 14

C.T. Altamira 500 VERDADERO 3 FALSO 0

C.T. Benito Juárez (Samalayuca) 316 VERDADERO 2 FALSO 0

C.T. Carbón II 1400 VERDADERO 3 VERDADERO 1

C.T. Carlos Rodríguez Rivero (Guaymas

II) 484

FALSO 0 FALSO 0

C.T. Felipe Carrillo Puerto (Valladolid) 75 FALSO 0 VERDADERO 1

C.T. Francisco Pérez Ríos (Tula) 1606 VERDADERO 3 FALSO 0

C.T. Francisco Villa 300 FALSO 0 FALSO 0

C.T. Gral. Manuel Álvarez Moreno

(Manzanillo I) 600 FALSO 0 FALSO 0

C.T. Guadalupe Victoria (Lerdo) 320 FALSO 0 FALSO 0

C.T. José Aceves Pozos (Mazatlán II) 616 VERDADERO 2 FALSO 0

C.T. José López Portillo (Río Escondido) 1200 VERDADERO 4 VERDADERO 1

C.T. Juan de Dios Bátiz Paredes

(Topolobampo) 320 VERDADERO 4 FALSO 0

C.T. Mérida II 168 VERDADERO 3 FALSO 0

C.T. Pdte. Adolfo López Mateos (Tuxpan) 2100 VERDADERO 1 VERDADERO 1

C.T. Pdte. Emilio Portes Gil (Río Bravo) 300 FALSO 0 FALSO 0

C.T. Pdte. Plutarco Elías Calles (Petacalco) 2778 VERDADERO 4 VERDADERO 1

C.T. Poza Rica 246 VERDADERO 3 FALSO 0

C.T. Presidente Juárez (Rosarito) 320 VERDADERO 4 FALSO 0

C.T. Puerto Libertad 632 VERDADERO 4 FALSO 0

C.T. Punta Prieta II 113 VERDADERO 5 VERDADERO 2

C.T. Salamanca 550 FALSO 0 FALSO 0

C.T. Valle de México 450 VERDADERO 2 FALSO 0

C.T. Villa de Reyes 700 VERDADERO 2 FALSO 0

C.T. Manzanillo II 700 VERDADERO 1 FALSO 0

C.TG. Aragón 32 FALSO 0 FALSO 0

C.TG. Atenco 32 FALSO 0 FALSO 0

C.TG. Caborca 42 FALSO 0 FALSO 0

41

C.TG. Cancún 102 FALSO 0 FALSO 0

C.TG. Cd. Constitución 33 FALSO 0 FALSO 0

C.TG. Chankanaab 53 FALSO 0 FALSO 0

C.TG. Chávez (TG. Laguna-Chávez) 28 FALSO 0 FALSO 0

C.TG. Ciprés 27 VERDADERO 2 FALSO 0

C.TG. Ciudad del Carmen 47 FALSO 0 FALSO 0

C.TG. Coapa 32 FALSO 0 FALSO 0

C.TG. Coyotepec 64 FALSO 0 FALSO 0

C.TG. Cuautitlán 32 FALSO 0 FALSO 0

C.TG. Culiacán 30 FALSO 0 VERDADERO 1

C.TG. Ecatepec 32 FALSO 0 FALSO 0

C.TG. Fundidora (TG. Monterrey) 12 FALSO 0 FALSO 0

C.TG. Guerrero Negro II (Vizcaíno) 14 VERDADERO NA FALSO 0

C.TG. Huinalá 150 FALSO 0 FALSO 0

C.TG. Industrial (TG. Juárez) 18 FALSO 0 VERDADERO 1

C.TG. Iztapalapa 32 FALSO 0 FALSO 0

C.TG. La Laguna (TG. Laguna-Chávez) 56 FALSO 0 FALSO 0

C.TG. La Paz 43 VERDADERO 7 FALSO 0

C.TG. Leona (TG. Monterrey) 24 FALSO 0 FALSO 0

C.TG. Los Cabos 140 VERDADERO 3 FALSO 0

C.TG. Magdalena 32 FALSO 0 FALSO 0

C.TG. Mérida II 30 FALSO 0 FALSO 0

C.TG. Mexicali 62 VERDADERO 2 FALSO 0

C.TG. Monclova 48 FALSO 0 FALSO 0

C.TG. Nachi-Cocom 30 FALSO 0 FALSO 0

C.TG. Nizuc 88 FALSO 0 FALSO 0

C.TG. Parque (TG. Juárez) 59 VERDADERO 2 FALSO 0

C.TG. Remedios 32 FALSO 0 FALSO 0

C.TG. Santa Cruz 32 FALSO 0 FALSO 0

C.TG. Tecnológico (TG. Monterrey) 26 FALSO 0 FALSO 0

C.TG. Tijuana 210 VERDADERO 6 FALSO 0

C.TG. Universidad (TG. Monterrey) 24 FALSO 0 FALSO 0

C.TG. Vallejo 32 FALSO 0 FALSO 0

C.TG. Victoria 32 FALSO 0 FALSO 0

C.TG. Villa de las Flores 32 FALSO 0 FALSO 0

C.TG. Xul-Ha 40 FALSO 0 FALSO 0

C.TG. 229 TG Baja California II Fase I 135 VERDADERO 7 VERDADERO 1

C.TG. Baja California Sur I (Loreto tg) 20 FALSO 0 VERDADERO 2

C.TG. Guerrero Negro (Santa Rosalia) 15 VERDADERO 7 FALSO 0

C.H. Tingambato 42 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.H. Gral. Ambrosio Figueroa (La Venta) 30 VERDADERO 14 VERDADERO 14

C.H. Santa Bárbara 22 VERDADERO 14 VERDADERO 14

CN. Laguna Verde 1400 VERDADERO 30 VERDADERO 13

Firmes

42

Salamanca Fase I 382 VERDADERO 8 VERDADERO 8

Azufres III Fase I 53 VERDADERO 8 VERDADERO 8

Centro I 658 VERDADERO 7 VERDADERO 7

Agua Prieta II 390 FALSO 0 FALSO 0

Termosolar Agua Prieta II 14 FALSO 0 VERDADERO 7

Guerrero Negro 19 VERDADERO

Pequeño

sistema FALSO 0

Humeros 54 VERDADERO 14 VERDADERO 14

Baja California Sur V (Coromuel) 49 FALSO 0 FALSO 0

Valle de México 543 VERDADERO 8 VERDADERO 8

Empalme (Guaymas II) 770 VERDADERO 4 FALSO 0

Chicoasén II 240 FALSO 0 VERDADERO 8

Empalme II (Guaymas III) 683 VERDADERO 4 FALSO 0

Baja California Sur VI 43 FALSO 0 FALSO 0

Existing PPAs

Mexicali PIE 489 VERDADERO 13 VERDADERO 13

Fuerza y Energía de Hermosillo PIE 250 VERDADERO 13 VERDADERO 13

Naco Nogales PIE 258 VERDADERO 13 VERDADERO 13

(El Sáuz) PIE 495 VERDADERO 12 VERDADERO 12

Mérida III PIE 484 VERDADERO 10 VERDADERO 10

Transalta Campeche PIE 252 VERDADERO 13 VERDADERO 13

Valladolid III PIE 525 VERDADERO 14 VERDADERO 14

Altamira II PIE 495 VERDADERO 12 VERDADERO 12

Altamira III y IV PIE 1036 VERDADERO 13 VERDADERO 13

Altamira V PIE 1121 VERDADERO 14 VERDADERO 14

Monterrey III (Dulces Nombres) PIE 449 VERDADERO 12 VERDADERO 12

Río Bravo II (Anáhuac) PIE 495 VERDADERO 11 VERDADERO 11

Río Bravo III PIE 495 VERDADERO 14 VERDADERO 14

Río Bravo IV PIE 500 VERDADERO 14 VERDADERO 14

Saltillo PIE 248 VERDADERO 14 VERDADERO 14

Tamazunchale PIE 1135 VERDADERO 14 VERDADERO 14

La Venta III PIE 103 VERDADERO 14 VERDADERO 14

Oaxaca I PIE 102 VERDADERO 14 VERDADERO 14

Oaxaca II PIE 102 VERDADERO 14 VERDADERO 14

Oaxaca III PIE 102 VERDADERO 14 VERDADERO 14

Oaxaca IV PIE 102 VERDADERO 14 VERDADERO 14

Tuxpan II (Tres Estrellas) PIE 495 VERDADERO 10 VERDADERO 10

Tuxpan III y IV PIE 983 VERDADERO 13 VERDADERO 13

Tuxpan V PIE 495 VERDADERO 14 VERDADERO 14

La Laguna II PIE 498 VERDADERO 14 VERDADERO 14

Norte (PIE) 450 VERDADERO 14 VERDADERO 14

Norte II PIE 433 VERDADERO 14 VERDADERO 14

Transalta Chihuahua III PIE 259 VERDADERO 13 VERDADERO 13

New PPAs

43

Baja California III (La Jovita)_PIE 294 VERDADERO 25 VERDADERO 25

Norte III (Juárez)_PIE 906 VERDADERO 25 VERDADERO 25

Noroeste (Topolobampo II)_PIE 778 VERDADERO 25 VERDADERO 25

Topolobampo III_PIE 686 VERDADERO 25 VERDADERO 25

Noreste (Escobedo)_PIE 889 VERDADERO 25 VERDADERO 25

Sureste I Fase II 102 VERDADERO 25 VERDADERO 25

44

Anexo 3 Centrales eléctricas legadas y centrales externas legadas que

serán asociadas en prioridad a los usuarios domésticos

Nombre de la

Central

Número de años

asignada en

prioridad a cubrir

los costos de usuarios

domésticos

Nombre de la

Central

Número de años

asignada en

prioridad a cubrir

los costos de usuarios

domésticos

Sureste I Fase II 10 Oaxaca I PIE 7

C.H. Villita 10 Mérida III PIE 5

C.H. Malpaso 10 Oaxaca III PIE 6

C.H. Ángel Albino

Corzo (Peñitas)

10 C.H. Aguamilpa

Solidaridad

6

C.H. 27 de Septiembre

(El Fuerte)

10 Centro I 6

C.H. Temascal 9 Oaxaca II PIE 5

C.H. Cupatitzio 9 C.H. Bacurato 5

C.H. Infiernillo 9 Oaxaca IV PIE 5

C.H. Plutarco Elías

Calles (El Novillo)

9 Altamira II PIE 5

Salamanca Fase I 8 C.H. Electroquímica 5

C.H. Luis M. Rojas

(Intermedia)

8 C.H. Gral. Ambrosio

Figueroa (La Venta)

5

C.H. Colina 8 (El Sáuz) PIE 4

C.H. Boquilla 8 Naco Nogales PIE 4

C.H. Manuel Moreno

Torres (Chicoasén)

8 Mexicali PIE 4

C.H. Jumatán 7 C.C.C. Pdte. Emilio

Portes Gil (Río Bravo)

3

La Venta III PIE 7 C.C.C. Huinalá II

(Monterrey II)

3

C.H. Belisario

Domínguez

(Angostura)

7 C.H. Mocúzari 3

C.H. Luis Donaldo

Colosio (Huites)

7 Río Bravo IV PIE 3

Azufres III Fase I 7 C.C.C. Samalayuca II 2

C.H. Fernando Hiriart

Balderrama (Zimapán)

7 C.H. Raúl J. Marsal

(Comedero)

2

C.H. Cóbano 7 Altamira III y IV PIE 1

C.H. Oviáchic 7

45

Anexo 4 Desmantelamiento de la Central Nucleoeléctrica Laguna Verde

Al final de la vida útil de cualquier Central Nucleoeléctrica, ésta debe ser desmantelada. El término

desmantelamiento incluye la eliminación de radiactividad y una descontaminación progresiva de la

planta.

Los requisitos para el desmantelamiento de un reactor de generación eléctrica pueden dividirse en

tres etapas:

(i) Actividades iniciales.

(ii) Actividades mayores de desmantelamiento.

(iii) Actividades para el finiquito de la licencia de operación.

Por otra parte, existen tres opciones primarias de desmantelamiento, los cuales son:

1. DECON: todos los componentes y estructuras contaminadas se limpian o desmontan, se

empacan y se embarcan a un sitio de disposición de desechos radiactivos de bajo nivel, o

son almacenados temporalmente en el sitio.

2. SAFSTOR: la unidad se mantiene intacta y protegida hasta por más de 60 años, implica

realizar acciones de vigilancia en la parte de la central que contiene materiales radiactivos

e inspecciones sobre el terreno, el cual se protege con una barrera perimetral de seguridad.

El decaimiento radiactivo es el agente principal para la descontaminación.

3. ENTOMB: requiere del retiro inmediato del combustible gastado y los componentes

internos del reactor altamente activados, para proceder a la disposición y relocalización de

los materiales contaminados restantes dentro de la estructura del edifico del reactor, el cual

es sellado.

Como parte de la implementación de una Central Nucleoeléctrica, el Órgano Regulador, le solicita

a la empresa propietaria, establecer un fondo de desmantelamiento para cada reactor. La empresa

deberá acumular anualmente el monto del dinero y la adecuación del fondo. La cantidad de este

fondo se ajusta periódicamente para ajustar la volatilidad en los costos del desmantelamiento. Los

principales costos de desmantelamiento son:

Costo de mano de obra,

Consumo de energía y transporte,

Gestión y disposición de los desechos

Central Nucleoeléctrica Laguna Verde (CNLV)

La Comisión Federal de Electricidad (CFE) es propietaria de la única Central Nucleoeléctrica en

México. La CNLV está integrada por dos Unidades tipo BWR-5 con una capacidad actual de

instalación de 1620 (MW). La Unidad 1 comenzó operaciones comerciales en julio de 1990 y la

unidad 2 en abril de 1995.

La Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y Salvaguardias, como Órgano Regulador, emitió

licencias de operación para ambas Unidades con una vigencia de 30 años (con posibilidad de

extender la vida útil de las Unidades hasta 30 años después de la fecha de vencimiento de las

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licencias). Por disposición regulatoria al concluir el servicio de operación de una instalación

nuclear (por término de licencias), ésta debe ser desmantelada por cuestiones de seguridad.

De acuerdo al Informe Anual 2010 de CFE, la estimación original para el fondo de

desmantelamiento de la CNLV fue de $312 millones de dólares americanos. El mismo

documento especifica que CFE tiene como política realizar un estudio técnico-económico, el cual

debe ser actualizado cada 5 años, que contemple el costo estimado de desmantelamiento. Respecto

a este punto, el Informe describe que durante el 2010 el Organismo Internacional de Energía

Atómica realizó la actualización del estudio técnico-económico apoyados en estudios realizados

por empresas internacionales sobre el desmantelamiento de empresas internacionales de plantas

similares, con el fin de determinar la actualización del fondo de desmantelamiento de la CNLV.

Como resultado de la actualización se determinó un nuevo fondo de 809.6 millones de dólares

americanos, el cambio contra la estimación original obedece a que se incluyen los costos por

enfriamiento, limpieza, descontaminación progresiva, transportación y almacenamiento de los

desechos radiactivos. Dichos gastos serán amortizados en el periodo de vida útil remanente de la

Central.

Por otro lado, el Informe Nacional que presentan los Estados Unidos Mexicanos para satisfacer los

compromisos de la Convención sobre seguridad nuclear, periodo 2010-2012, indica que de acuerdo

a los oficios SA/CON/0053/06 e INGRIA/AGM/0045/2006, desde enero de 1999, la CNLV está

integrando un fondo de 0.00026 dólares americanos por cada KW-h generado para el

almacenamiento futuro de los desechos radiactivos y para el desmantelamiento.

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Anexo 5 Ajustes posteriores a la solicitud de Opinión de la CRE en agosto

2016.

Con la recepción de los comentarios de la CRE, a partir de la solicitud de Opinión Legal de ésta el 5

de agosto de 2016, la SENER procedió a revisar la estructura y elementos de la versión original de

los contratos para detectar posibles duplicidades o errores. Se revisaron los costos reales en 2015

contra los costos estimados de acuerdo a las condiciones planteadas en los contratos, al contar con

una diferencia superior a los 20 mil millones de pesos, por lo que se volvieron a evaluar todos los

rubros del contrato.

Las causas de las diferencias en costos estimados incluían la duplicidad de pagos entre el pago por

amortización del pasivo laboral y la depreciación, así como el criterio de depreciación (a duración

del contrato vs. a vida útil).

Dada la preocupación de los altos costos de las centrales, y la solicitud de establecer una trayectoria

hacia costos eficientes, el Retorno Nivelado al Capital será introducido de manera gradual, y se

pagará únicamente a las centrales que demostraron ser las más económicas para su nodo (31.2% de

los MW contratados).

Originalmente se había considerado la inclusión de deuda indirecta imputada a generación en los

pagos de Operación y Mantenimiento fijo, considerando los datos en Estados Financieros de la CFE

a diciembre de 2015, sin embargo, la CFE confirmó que no se imputo deuda indirecta a Generación,

por lo que este rubro fue eliminado de los pagos, con el fin de no duplicarlo con otros costos que se

incluirán en la tarifa a los usuarios finales.

Cambios en cantidades contratadas:

Se retiró el contrato de las centrales C.C.C. Huinalá y C.TG. Huinalá dado que se reportó

que estas centrales no cuentan con suministro de gas por lo que no les sería posible cumplir

con las obligaciones de Energía y Potencia requeridas de ellas.

La central C.H. Chicoasén II originalmente evaluada para obtener contrato legado, fue

retirada de la lista de centrales evaluadas al contar con retrasos importantes en su entrada y

sobrecostos que podrían hacerla inviable dentro del Contrato Legado.

La central C. E. Guerrero Negro está considerada para la baja por lo que se retira de la lista

de centrales con contrato.

La falta de un ramal para abastecer de gas natural a la central la C.T. Francisco Pérez Ríos

(Tula), impediría a la central cumplir con lo establecido en el contrato, por lo que se

redujeron las cantidades contratadas.

Se reevaluó la cantidad contratada en la central C.T. Carbón II con respecto a su

disponibilidad observada.

Se consideró el retiro de una unidad de la central C.T. Pdte. Adolfo López Mateos

(Tuxpan), por lo que se redujeron las cantidades contratados correspondientes.

Para las centrales geotérmicas se revisó cuando era necesario ajustar las cantidades

contratadas debido a las condiciones actuales de los yacimientos y las proyecciones de

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entrega de vapor de estas. Como resultado se ajustaron las cantidades contratadas de la

central C.G. Tres Vírgenes y C.G. Cerro Prieto.

Se ajustaron las cantidades contratadas en la central C.TG. Los Cabos ya que se detectó que

los costos fijos reportados correspondían únicamente a las unidades fijas de la central, por

lo que se retiraron las unidades móviles del Contrato.

Se ajustaron las cantidades contratadas en la central C.H. Santa Bárbara, al ser una central

rehabilitada, la capacidad de las unidades reportada en el Catálogo Único de Unidades de

Generación de CFE [5] estaban en ceros, y el monto con el que se evaluaron era preliminar.

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