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Informe de Autoevaluación

de la Gestión

Al Segundo Semestre

2017

Informe Anual de Autoevaluación de la Gestión, Segundo Semestre de 2017

Página | 2 Centro Nacional de Control de Energía

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

I. Situación Operativa. ---------------------------------------------------------------------------------------------- 6 A) Estructura Orgánica. ------------------------------------------------------------------------------------------ 6 B) Personal al 31 DE DICIEMBRE DE 2017, POR CADA UNIDAD ADMINISTRATIVA DEL CENACE --------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 7 C) Acciones realizadas para concluir la Transferencia de inmuebles de la CFE al CENACE y fecha estimada para su conclusión. ----------------------------------------------------------------------------- 8 D) Control del Sistema Eléctrico Nacional, en función de la Demanda de Energía y del Margen de Reserva Operativa. --------------------------------------------------------------------------------------------- 8

Condiciones Relevantes --------------------------------------------------------------------------------------- 10 Eventos Relevantes --------------------------------------------------------------------------------------------- 12 Confiabilidad y Seguridad del Sistema Eléctrico Nacional --------------------------------------------- 15 Modificación a los Esquemas de alivio para incrementar la seguridad operativa del Sistema Eléctrico Nacional ------------------------------------------------------------------------------------------------ 16

E) Congestiones en Enlaces Relevantes. ------------------------------------------------------------------- 18 1.- Congestión enlaces Malpaso-Tabasco y hacia la Península de Yucatán. --------------------- 18 2.- Congestión enlace Champayán–Güemez ------------------------------------------------------------- 19 3.- Congestión Enlaces entrando a Chihuahua y Noreste-Norte ------------------------------------- 19 4.- Congestión enlace saliendo de Zona Hermosillo ---------------------------------------------------- 20 5.- Congestión enlace Villa de García- Ramos Arizpe potencia. ------------------------------------- 21

F) Planeación Operativa del Sistema Eléctrico Nacional. ----------------------------------------------- 24 Optimización de uso de energía hidráulica ---------------------------------------------------------------- 24 Estudios de Planeación Operativa del Sistema Eléctrico Nacional ---------------------------------- 26

G) Tecnologías de Información y Comunicaciones. ------------------------------------------------------ 27 H) Avances con relación a la operación del Mercado Eléctrico Mayorista. ------------------------- 31

Proceso de Ejecución del Mercado del Día en Adelanto ----------------------------------------------- 31 Precio Marginal Local ------------------------------------------------------------------------------------------- 33 Servicios Conexos ----------------------------------------------------------------------------------------------- 35 Publicación de Precios y Resultados del Mercado del Día en Adelanto ---------------------------- 40 Congestiones Relevantes en el Mercado del Día en Adelanto --------------------------------------- 42 Mercado de Tiempo Real -------------------------------------------------------------------------------------- 43 Proceso de implementación y ejecución del Mercado de Tiempo Real “Expost” ----------------- 46 Resultados del Mercado para el Balance de Potencia 2017 ------------------------------------------ 48 Mediciones, Liquidaciones y Responsabilidad Estimada Agregada --------------------------------- 50 Implementación de plataforma web para carga de información para la liquidación del mercado (Primera Fase). --------------------------------------------------------------------------------------------------- 50 Módulo de Registro de Contratos de Mediano Plazo --------------------------------------------------- 51 Carga automática para archivos dentro del Software de Programación Financiera ------------- 53 Web Service de descarga automática de estados de cuenta. ---------------------------------------- 53



Módulo de indicadores de liquidaciones. ------------------------------------------------------------------- 54 Situación General del MEM del 01 de Julio al 31 de diciembre de 2017 --------------------------- 57 Inventario de Medidores ---------------------------------------------------------------------------------------- 62 Calidad de la información de medición de energía para liquidaciones ------------------------------ 63 Garantías de Cumplimiento del periodo julio a diciembre 2017 -------------------------------------- 64

I) Funcionamiento de los Comités Consultivos de Análisis de Reglas del Mercado especializados en 2017. ------------------------------------------------------------------------------------------ 68 J) Comités establecidos, integración, número de reuniones y funcionamiento. ------------------- 69

Comité de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios ------------------------------------------------- 69 Comité de Control y Desempeño Institucional (COCODI) --------------------------------------------- 70 Comité de Transparencia -------------------------------------------------------------------------------------- 70 Comité de Ética y Prevención de Conflictos de Interés (CEPCI) ------------------------------------- 72 Comité de Bienes Muebles ------------------------------------------------------------------------------------ 79

K) Solicitudes de Estudio Indicativo, Estudio de Impacto en el Sistema, Estudio de Impacto Versión Rápida, Estudio de Instalaciones, Estudios de Servicios de Trasmisión (Porteo), Solicitudes de Contrato de Interconexión, ingresados, aceptados, atendidos, cancelados e incumplidos en el periodo de julio a diciembre de 2017 y su comparativo en relación con el mismo periodo de 2016, así como los que quedaron en proceso al cierre del segundo semestre de 2017. -------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 80

Estudios de Servicios de Transmisión (Porteo)----------------------------------------------------------- 81 Estudios de Interconexiones de Centrales Eléctricas y Conexiones Centros de Carga -------- 83

L) Tercera Subasta de Largo Plazo del Mercado Eléctrico Mayorista. ------------------------------ 84 M) Mercado de Certificados de Energías Limpias(CEL) ---------------------------------------------- 85 N) Primer Subasta de Mediano Plazo ------------------------------------------------------------------------ 85 O) Mercado de Balance de Potencia ------------------------------------------------------------------------- 87 P) Derechos Financieros de Transmisión Legados ------------------------------------------------------- 90 Q) Subastas de Derechos Financieros de Transmisión -------------------------------------------------- 90

II. Situación Financiera. -------------------------------------------------------------------------------------------- 91 Estado de Situación Financiera al 30 de Junio de 2017 y 2016 OPD --------------------------------- 91 Estado de Resultados de los periodos 1 de enero al 30 de junio de 2017 y 2016 ------------------ 92

III. Estado de Situación Financiera al 30 de Junio de 2017 y 2016 MEM. --------------------------- 96 IV. Ingresos obtenidos a partir de las tarifas establecidas por la CRE para la operación del CENACE en 2017. ---------------------------------------------------------------------------------------------------- 99 V. Observaciones de Instancias Fiscalizadoras. ---------------------------------------------------------- 99

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

(SED).--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 101 VI. Avances relacionados con la planeación de la expansión de la Red Eléctrica. -------------- 101

Avances relacionados con el Programa de Redes Eléctricas Inteligentes. ---------------------- 102 VII. Integración de Programas. -------------------------------------------------------------------------------- 103 VIII. Metas e Indicadores de Desempeño. ------------------------------------------------------------------ 104



IX. Eficiencia en la Captación de los Ingresos. ----------------------------------------------------------- 107 X. Efectividad en el Ejercicio Presupuestal. ----------------------------------------------------------------- 108

3. CUMPLIMIENTO DE LA NORMATIVIDAD Y POLÍTICAS GENERALES, SECTORIALES E INSTITUCIONALES. --- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 110

XI. Plan Nacional de Desarrollo 2017-2031. -------------------------------------------------------------- 110 XII. Programa Sectorial de Energía 2013-2018 ----------------------------------------------------------- 113 XIII. Sistema de Información del Mercado (SIM) ---------------------------------------------------------- 115 XIV. Programa para un Gobierno Cercano y Moderno 2013-2018. ----------------------------------- 117 XV. Ley de la Industria Eléctrica ------------------------------------------------------------------------------ 121 XVI. Decreto de creación del Centro Nacional de Control de Energía. ------------------------------- 122 XVII. Transparencia y Archivos. ------------------------------------------------------------------------------ 124

Transparencia -------------------------------------------------------------------------------------------------- 124 Archivos ---------------------------------------------------------------------------------------------------------- 124 Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las mismas--------------------------------- 128

XVIII. Medidas de austeridad, racionalidad, disciplina y control del ejercicio presupuestario. - 129 4.- SITUACIÓN QUE GUARDAN LOS FIDEICOMISOS PÚBLICOS NO PARAESTATALES. ------------------------- 131 5.- LITIGIOS EN PROCESO. --------------------------------------------------------------------------------------------- 133 6. LOGROS, HECHOS, PROBLEMÁTICA Y PERSPECTIVAS RELEVANTES DE LA GESTIÓN. ----------------- 135

XIX. Logros. --------------------------------------------------------------------------------------------------------- 135 Crecimiento de generadores privados en el Mercado Eléctrico Mayorista ----------------------- 135 Acciones y logros en la consolidación del Mercado Eléctrico Mayorista de tiempo real ------ 135 Vinculación Internacional ------------------------------------------------------------------------------------ 136 Vinculación Nacional ------------------------------------------------------------------------------------------ 139 Campus Virtual ------------------------------------------------------------------------------------------------- 139

7. OTROS TEMAS. ----------------------------------------------------------------------------------------------------- 141 XX. Capacitación a los participantes del mercado eléctrico mayorista y personas que lo requieran. ------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 141 XXI. Capacitación personal de la Subdirección de Planeación. ---------------------------------------- 145 XXII. Estado que guarda el Sistema de Control Interno Institucional ------------------------------- 146 XXIII. Avance en la administración de Riesgos Institucionales ---------------------------------------- 146

ANEXO 1 ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 148 Sistema de Información de Mercado --------------------------------------------------------------------------- 148

ANEXO 2 ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 151 Estructura Orgánica ------------------------------------------------------------------------------------------------ 151

ANEXO 3 ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 152 Empresas que solicitaron Servicio de Transmisión --------------------------------------------------------- 152



Presentación

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

Informe de Autoevaluación de la Gestión al segundo semestre de 2017



1. SITUACIÓN OPERATIVA Y FINANCIERA. I. SITUACIÓN OPERATIVA.

A) ESTRUCTURA ORGÁNICA.

La Dirección de Administración y Finanzas, durante el segundo semestre de 2017 llevó a cabo, entre otras, diversas acciones en materia presupuestal, de puestos y de carácter organizacional, que han sido necesarias para continuar con el proceso de aprobación y registro de la estructura orgánica del CENACE en la nueva plataforma informática de la Secretaría de la Función Pública (SFP), denominada Sistema Único RH-NET, a saber:

• Mediante oficio No. SSFP/408/DGOR/1166/2017 de fecha 26 de julio de 2017, se obtuvo la validación de la valuación del puesto Director General del Centro Nacional de Control de Energía con grupo, grado y nivel I11, conforme al nuevo tabulador de percepciones.

• Mediante Oficio No. 307-A-2941 de fecha 23 de agosto de 2017, el Titular de la Unidad de Política y Control Presupuestario de la Subsecretaría de Egresos de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, comunicó que desde el punto de vista presupuestario considera procedente la aplicación del incremento salarial de 3.15% al catálogo de puestos y tabulador de sueldos y salarios del personal operativo de confianza y sindicalizado, con vigencia 28 de noviembre de 2016. Lo anterior, como resultado de la revisión del Contrato Colectivo de Trabajo 2016-2018 registrado ante la Junta Federal de Conciliación y Arbitraje, mediante el convenio número CENACE-SUTERM 01/2016.

• Mediante Oficio No. 307-A-3831 de fecha 12 de octubre de 2017, el Titular de la Unidad de Política y Control Presupuestario de la Subsecretaría de Egresos de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, comunicó que desde el punto de vista presupuestario considera procedente la validación y registro de catálogo de puestos y tabulador de sueldos y salarios de los servidores públicos de mando y enlace de CENACE, con vigencia del 1 de enero del 2017. Es importante señalar que, el catálogo de puestos corresponde al dictaminado presupuestariamente al 31 de agosto de 2017 y, el tabulador de sueldos y salarios es aplicable a partir del 1 de enero de 2017.

• Mediante oficio No. SSFP/408/DGOR/1591/2017 de fecha 13 de octubre de 2017, la SFP notificó el registro del tabulador de sueldos y salarios para personal operativo de confianza y sindicalizado, con vigencia del 28 de noviembre de 2016.



Confianza Sindicalizado Confianza Sindicalizado

Permanentes Permanentes Permanentes Permanentes

CENAL 13 0 13 47 19 66 60 19 79

DIRECCION DEL CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGIA 140 0 140 119 0 119 259 0 259

GERENCIA DE CONTROL REGIONAL BAJA CALIFORNIA 19 3 22 69 14 83 88 17 105

GERENCIA DE CONTROL REGIONAL NORESTE 15 7 22 57 9 66 72 16 88

GERENCIA DE CONTROL REGIONAL NOROESTE 8 1 9 64 15 79 72 16 88

GERENCIA DE CONTROL REGIONAL NORTE 14 4 18 51 13 64 65 17 82

GERENCIA DE CONTROL REGIONAL OCCIDENTAL 8 3 11 55 14 69 63 17 80

GERENCIA DE CONTROL REGIONAL ORIENTAL 6 4 10 68 13 81 74 17 91

GERENCIA DE CONTROL REGIONAL PENINSULAR 11 1 12 44 13 57 55 14 69

GERENCIA DEL CENTRO ALTERNO 4 0 4 38 6 44 42 6 48

GERENCIA REGIONAL DE CONTROL CENTRAL 14 7 21 63 11 74 77 18 95

TOTAL GENERAL 252 30 282 675 127 802 927 157 1,084

TOTAL GENERAL

Area

NUEVO INGRESO TRANSFERIDOS

Total Nuevo Ingreso

Total Transferidos

Total ConfianzaTotal

Sindicalizado

TOTALES

• Mediante oficio No. SSFP/408/DGOR/1821/2017 de fecha 21 de noviembre de 2017, la SFP autorizó como especialista en descripción, perfilamiento y valuación de puestos del CENACE a un servidor público adscrito al organismo

• En diciembre de 2017, se acreditó el curso en línea Planeación de la Organización en la página de la SFP, para la operación del Sistema Único RH-NET; y se obtuvo el Rol de Responsable de Institución, para la asignación de claves de operación del Sistema Único RH-NET.

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

• Cabe señalar que, en febrero de 2018 se concluyó con el proceso de migración de la información de carácter organizacional del CENACE, iniciado en noviembre de 2017, del Sistema para la Aprobación y Registro de Estructuras Orgánicas al Sistema Único RH-NET, a través del cual a partir del primer trimestre de 2018 se llevarán a cabo las gestiones para el diseño, modificación, aprobación y registro de la estructura orgánica del organismo ante la SFP.

Entre otras acciones, se suscribió el contrato específico No. CENACE-LP-093-S-079-2017 con la empresa Hay Group S.A. de C.V, cuyo objeto es la prestación del “Servicio Integral de Alineación Estratégica y Gestión de Recursos Humanos para el Centro Nacional de Control de Energía”, mismo que concluirá el 16 de agosto de 2018.

B) PERSONAL AL 31 DE DICIEMBRE DE 2017, POR CADA UNIDAD ADMINISTRATIVA DEL CENACE



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

ESTIMADA PARA SU CONCLUSIÓN.

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

El único inmueble pendiente es el de Don Manuelito, el cual se encuentra en proceso de elaboración el Convenio respectivo, en el que se establecerá la parte de la superficie total del inmueble que será transferida al CENACE del área que actualmente ocupan las oficinas de CFE Transmisión, así como los términos y condiciones que regirán la ocupación de CFE por un periodo de 5 años, contados a partir de la fecha de firma del Convenio, se estima que dicho Convenio se firme antes de finalizar 2018.

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

RESERVA OPERATIVA. Se muestra la evolución de la demanda máxima instantánea del Sistema Interconectado Nacional del 2016-2017 donde se aprecia un incremento en 2017. La demanda máxima alcanzada en el segundo semestre del 2016 fue de 41,606 MW acontecida el 07 de julio de 2016; el valor anterior fue superado en varias ocasiones en 2017, teniendo la demanda máxima del segundo semestre el 15 de agosto a las 16:14 h con un valor de demanda suministrada de 43,037 MW. La demanda máxima del 2017 ocurrió el 23 de junio a las 16:00 h con un valor de demanda suministrada de 44,668 MW, considerando las reducciones de demanda para cubrir el margen de reserva operativo la demanda total de energía fue de 44,820 MW



15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

Jul Ago Sep Oct Nov Dic

MW

Comparativo de Demanda Máxima InstántaneaSistema Interconectado Nacional 2016-2017

2016 2017

Gráfico No. 1 Comparativo de demanda

Adicionalmente, se muestra el margen de reserva operativo del segundo semestre 2017 cuyos valores siempre estuvieron por arriba del 6%, que es el valor mínimo en estado operativo normal por confiabilidad de acuerdo con el código de red.

Se muestra la comparación con el Margen de Reserva Operativo (MRO) 2016, concluyendo que durante 2017 se tuvieron valores inferiores de MRO debido, entre otros factores, al incremento de demanda y aumento de indisponibilidad de generación.

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

45.0

50.0

26,000

27,000

28,000

29,000

30,000

31,000

32,000

33,000

34,000

35,000

36,000

37,000

38,000

39,000

40,000

41,000

42,000

43,000

44,000

MWh/h

15 16 17 MRO_16 MRO_17

6 %

JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

%

Gráfico No. 2 MRO



Comportamiento del Márgen de Reserva Operativo del Sistema Interconectado NacionalEnero - Diciembre de 2017

0

20

40

60

80

100

0

5000

10000

15000

20000

25000

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40000

45000

50000

55000

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

%MW

Capacidad Efectiva Bruta Recursos Totales de Capacidad Disponible

Demanda Máxima Bruta Coincidente Margen de Reserva Operativo

6 %

Dirección GeneralDirección de Administarción del Mercado Eléctrico Mayorista

Subdirección de Conciliaciones y Contratos del Mercado Eléctrico MayoristaUnidad de Conciliación y Facturación

Gráfico No. 3 Comportamiento del Margen de Reserva Operativo del SIN.

CONDICIONES RELEVANTES

La Generación indisponible de acuerdo con el programa de mantenimiento programado del segundo semestre del 2017, se incrementó a principios del mes de agosto con un valor promedio de 2,290 MW, alcanzando un valor máximo de 2,987 MW el 15 de agosto; para mediados de noviembre la indisponibilidad promedio fue de 6,719 MW, con un valor máximo de 7,357 MW el 20 de noviembre, tal como se muestra en el gráfico No 4.

Gráfico No. 4 Mantenimiento del SIN



La indisponibilidad total máxima coincidente de generación en el Sistema Interconectado Nacional durante este periodo, considerando indisponibilidad no programada e indisponibilidad por mantenimiento, fue de 17,061 MW que representa el 28 % de la capacidad instalada.

En el segundo semestre del 2017, no se tuvieron situaciones críticas por saturación de la red de transmisión y por Margen de Reserva Operativo.

Gráfico No. 5 Indisponibilidad total de generación



0

10

20

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2017

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00

19/0

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17 0

9:35

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9:11

25/0

8/20

17 0

4:46

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4:22

30/0

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3:57

19/1

0/20

17 0

9:33

06/1

1/20

17 1

9:08

25/1

1/20

17 0

4:44

13/1

2/20

17 1

4:19

31/1

2/20

17 2

3:55

MRO

(%)

Margen de Reserva Operativa (%) del 20170701 al 20171231

00CEN .MRO 60MIN SIN PCT .AV EON (6%) Gráfico No. 6 Margen de Reserva Operativa

EVENTOS RELEVANTES 1.- Sismo de magnitud 8.2 en Pijijiapan, Chiapas

El día 7 de septiembre del 2017 a las 23:49:17 Horas. se presentó sismo de 8.2 grados a 137 km al Suroeste de Pijijiapan, Chiapas.

Como consecuencia del sismo, a las 23:52 horas. en la Gerencia de Control Regional Central (GCR CEL), salieron de servicio cuatro líneas de transmisión de 230 kV, cuatro líneas de transmisión de 85 kV, un banco de transformación de 230/23 kV y uno de 85/23 kV y dos unidades de generación distribuida: Iztapalapa (IZT) y Coapa (COA) con un total de 60 MW, Se afectaron 622 MW de carga urbana de la zona metropolitana de la Ciudad de México y 408 MW de carga por variación de voltaje, por efectos del sismo. Se inicia recuperación de carga a las 23:58 Horas concluyendo a las 02:15 horas del día 8 de septiembre. La recuperación de la carga se realizó hasta llevar a cabo la revisión e inspección física del equipo.

En la Gerencia de Control Regional Oriental salieron de servicio tres líneas de transmisión de 400 kV, cuatro líneas de transmisión de 230 kV, diez líneas de transmisión de 115 kV, cuatro bancos de transformación de 400/230 kV, tres bancos de transformación de 230/115 kV, dos bancos de transformación 400/115 kV y 908 MW de generación (San Lorenzo Potencia (LRP), Global Denim (GDM), Generación Energía Infra (GEI), Bombaná y Generación Eólica), se afectaron 1,468 MW de carga urbana, rural e industrial de los estados de Veracruz, Oaxaca, Chiapas, Puebla y Tlaxcala. Se inicia recuperación de carga a las 00:22 Horas; personal de Transmisión,



de manera preliminar, reportan daños en equipo eléctrico primario, quedando restablecida la carga el 8 de septiembre a las 00:22 horas.

La carga total afectada en el SIN fue de 2,090 MW y la generación total afectada fue de 968 MW, la variación de frecuencia fue de 59.97 a 60.22 Hz.

En la subestación Ixtepec Potencia quedaron fallados por daños en boquillas, 3 transformadores de (400/230 kV) y 2 de (400/115 kV), de los cuales solo uno sigue indisponible, con fecha de regreso a finales de 2018. Se restringió temporalmente la generación eólica que inyecta a esta subestación.

2.- Evento GCR Noreste

El 10 de septiembre del 2017 la Gerencia de Control Regional Noreste, se encontraba operando dentro de los límites de seguridad, una demanda de 6,875 MW. A las 17:23 horas ocurrió una falla en la Subestación Jerónimo Potencia, por lo cual salieron de servicio 10 Líneas de Transmisión de 400 kV en el ámbito de la Gerencia de Control Regional Noreste, colapsando Zona Metropolitana de Monterrey, Zona Coahuila, Zona Saltillo y Zona Frontera afectándose un total de 5,306 MW de carga y 7,246 MW de generación en la Gerencia de Control Noreste. Adicionalmente, por variación de frecuencia se perdieron 220 MW de Energía de San Luis de la Paz Planta, 133 MW de Salamanca Cogeneración U1 y 100 MW de Valladolid Ciclo Combinado, para una pérdida total de 7,699 MW de generación en el Sistema Interconectado Nacional.

Ante la pérdida de dicha generación, se presentó un abatimiento en la frecuencia del Sistema Interconectado Nacional (SIN) de 59.96 a 59.295 Hz. Por operación del Esquema de Protección de Sistema se afectaron 1,312 MW de carga en las Gerencias de Control Regional Central, Oriental; Occidental, Noroeste, Norte y Peninsular, recuperándose a las 18:05 horas.

Se inició el restablecimiento de la Red de Transmisión de 400 kV a las 17:29 horas iniciando carga en la Gerencia de Control Regional Noreste; a las 18:20 horas tomó flujo la Línea de Transmisión de 230 kV Andalucía 93050 Maniobras Eólica Coahuila enlazando la Gerencia de Control Regional Noreste con la Gerencia de Control Regional Norte al quedar en servicio la Línea de Transmisión de 230 kV Saltillo 93300 Maniobras Eólica Coahuila; continuando con la recuperación de generación en la Gerencia de Control Regional Noreste a las 18:37 horas con el sincronismo de Huinalá unidad 4. A las 19:43 horas quedó en servicio la Línea de Transmisión de 400 kV Ramos Arizpe Potencia A3G10 El Salero enlazando la Gerencia de Control Regional Noreste con la Gerencia de Control Regional Occidental.

Para el restablecimiento en la Gerencia de Control Regional Noreste se le solicitó apoyo de emergencia a ERCOT, iniciando la importación de energía a las 19:34 horas con 50 MW y aumentando el monto a las 21:06 horas a 290 MW.



A las 21:12 horas se recuperó el 100% de la red de transmisión de la Zona Saltillo; a las 21:16 horas se recuperó en su totalidad la carga afectada de la Zona Frontera y a las 23:40 horas se recuperó en su totalidad la carga afectada de la Zona Coahuila. Finalmente, a las 23:40 horas se recuperó en su totalidad la carga afectada de la Zona Metropolitana de Monterrey.

Gráfico No. 7. Secuencia General del Disturbio

3.- Sismo de magnitud de 7.1 en Axochiapan, Morelos.

A las 13:14:40 horas del 19 de septiembre se presentó sismo de 7.1 grados a 12 km al Sureste de Axochiapan, Morelos, por el evento salieron de servicio las centrales de generación Valle de México U1 y U3 con 302 MW, Villita U2 79 MW, Coapa U1 con 25 MW, Atenco U1 con 26 MW, Aragón U1 con 30 MW, Iztapalapa con 27 MW, Vallejo U1 27 MW, Valle de México U8 con 18 MW, Magdalena U1 con 27 MW, Victoria U1 con 30 MW, San Lorenzo Potencia 370 MW, Mazatepec U1 con 55 MW, Samalayuca Dos U4 con 57 MW, Puerto Libertad U4 con 147 MW; Planta Cogeneración Altamira U2 con 42 MW, se presentó una disminución total de demanda de 5,115.6 MW y un total de pérdida de generación de 1,290 MW, con un valor de frecuencia de 60.574 Hz.

Adicionalmente, salieron de servicio todos los elementos de las subestaciones Yautepec 400, 230 Y 115 kV, Zapata 230 y 115 kV, entre ellos las líneas de transmisión 400 kV Yautepec (YTP)-A3U60-Topilejo (TOP), YTP-A3U50-TOP, YTP-A3640-TOP, Tecali (TCL) T1 (230/115 Kv, 375 MVA), TCL AT-02 (400/230 Kv, 225 MVA), la línea de transmisión de 230 kV Nopala (NOP)-93210-Remedios (REM), el autotransformador de 400/230 kV NOP AT-01, 5 líneas de transmisión de 85 kV, apertura de emergencia en La Paz CEV 400 kV por variación de corriente en las fases y La Paz B1 400 kV por libranza del CEV.



La recuperación de la carga afectada se inició a las 13:19 horas del 19 de septiembre y la mayoría de los equipos afectados quedaron restablecidos a las 00:32 horas del 21 de septiembre del 2017, concluyendo el restablecimiento de la carga el 22 de septiembre a las 21:40 horas.

CONFIABILIDAD Y SEGURIDAD DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL

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

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

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

Seguimiento a la asignación de Unidades por Confiabilidad

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

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

programado en el día en adelanto.

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

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

Eléctrico Nacional se realizaron 666 declaratorias de Estados Operativos del SIN, siendo las más relevantes:

Se atendieron 17,783 registros de solicitud de licencia para mantenimientos programados en las Unidades

Generadoras y Red de Transmisión en el Sistema Interconectado Nacional.

Se realizaron 1,156 estudios de Flujos de Potencia en tiempo real para evaluar las condiciones operativas del SIN.

Se atendió de manera exitosa el restablecimiento y control operativo del Sistema eléctrico ante la ocurrencia de los sismos del 7 y 19 de septiembre, cumpliendo con los estándares de confiabilidad plasmados en el código de red.



Se atendió de manera exitosa el restablecimiento del 10 de septiembre donde colapso la zona metropolitana de Monterrey, cumpliendo con los estándares de confiabilidad plasmados en el código de red.

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

NACIONAL

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

La siguiente tabla sintetiza el estado de los esquemas de alivio del Sistema Eléctrico Nacional al cierre de 2017:

Región Implementados Revisados y en proceso de implementación

En revisión

Central 6 0 1 Oriental 86 16 0 Occidental 34 1 2 Noroeste 82 31 2 Norte 35 0 0 Noreste 84 2 3 Peninsular 181 10 2 Baja California 47 0 0 Sistema Interconectado Nacional

1 0 1

TOTAL 556 60 11 La actualización de los siguientes esquemas de alivio para mejorar la seguridad y confiabilidad del SIN fueron los estudios eléctricos más relevantes, en los cuales se revisaron las lógicas de operación y se acordaron con el Transportista las adecuaciones necesarias de su implementación en las instalaciones eléctricas asociadas:



EAR para desconexión automática de carga a fin de soportar las contingencias sencillas y contingencias dobles en el corredor de transmisión de 400 kV Malpaso – Manuel Moreno Torres – Tabasco Potencia.

EPS para desconexión automática de líneas de transmisión en el corredor de transmisión de 400 kV que va desde Tabasco hasta la Riviera Maya, ante pérdida de elementos de compensación de potencia reactiva para evitar tensiones que podrían dañar equipo primario y reducir el riesgo de separación del Sistema Interconectado Peninsular del resto del SIN.

EAR para desconexión automática de carga a fin de incrementar el límite de transmisión por el enlace de 400 kV de Querétaro a Santa María.

Evaluación la adecuación del EAR para desconexión automática de carga en la Subestación El Encino derivado del incremento de capacidad de transmisión en la línea de transmisión ENO A3A10 por cambio de transformadores de corriente.

Evaluación de un DAG en la Zona Frontera con el fin de soportar una contingencia doble de alguna de las líneas de 400 kV que llegan a la S.E. Aeropuerto.

Evaluación de la operación del DAC SUR-NES ante la contingencia doble del enlace Mazatlán - Tepic Dos y ante contingencia sencilla en el corredor CPY-GUE-LAJ-HUI.

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

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

Evaluación del EAR en el corredor de transmisión Nacozari - Nuevo Casas Grandes ante contingencia sencilla y doble en este corredor.

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

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

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

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



Esquema de Protección de Sistema basados en la desconexión automática de líneas de transmisión de 400 kV del corredor de transmisión de 400 kV que va desde Tabasco hasta la Riviera Maya, ante pérdida de elementos de compensación de potencia reactiva.

E) CONGESTIONES EN ENLACES RELEVANTES.

1.- CONGESTIÓN ENLACES MALPASO-TABASCO Y HACIA LA PENÍNSULA DE YUCATÁN.

La congestión de los enlaces de Malpaso a Tabasco y hacia la Península, en general, fue debido a falta de suministro de gas natural hacia el gasoducto de Mayakán, lo cual implicó hacer un mayor uso de la generación disponible instalada en el Sistema Eléctrico Peninsular, incluyendo el uso de generación a base de diésel. No hubo afectaciones al suministro eléctrico por esta causa. Se presentaron 138 Estados Operativos de Alerta por el flujo Malpaso-Tabasco y 23 Estados Operativos de Alerta por el flujo hacia la Península de Yucatán.

Gráfico No. 8. Enlaces Malpaso-Tabasco y hacia la Península de Yucatán



2.- Congestión enlace Champayán–Güemez La congestión en la compuerta Champayán – Güemez se debió, en general, a las altas temperaturas, lo que provocó aumento de demanda en la parte norte del país; adicionalmente influyeron las fallas de unidades generadoras y falta de suministro de gas. Se presentaron 18 Estados Operativos de Alerta.

Gráfico No. 9. Enlace Champayán – Güemez

3.- Congestión Enlaces entrando a Chihuahua y Noreste-Norte La congestión en las compuertas Entrando a Chihuahua y Noreste-Norte se debió, en general, a las altas temperaturas lo que provocó aumento de demanda en la parte norte del país; adicionalmente la falla de unidades generadoras y falta de suministro de gas. Se presentaron 48 estados Operativos de Alerta y 4 Estados Operativos de Emergencia por el flujo entrando a Chihuahua; 52 Estados Operativos de Alerta y 5 Estados Operativos de Emergencia por el flujo Noreste-Norte.

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

julio julio agosto agosto septiembre octubre octubre noviembrediciembrediciembre

MW

Flujo enlace CPY-GUE



Gráfico No. 10. Enlaces entrando a Chihuahua y Noreste-Norte

4.- Congestión enlace saliendo de Zona Hermosillo El enlace saliendo de la Zona Hermosillo se estuvo operando muy cercano a su límite de capacidad de transporte la mayor parte del periodo, lo anterior debido a que se tuvieron mayores recursos de generación en esa zona del país y por requerimiento en el resto del SIN debido a los costos competitivos de esta generación. Por lo anterior, se incrementó la supervisión y se realizó una mayor cantidad de estudios eléctricos en línea para asegurar que la desconexión de alguna de esas líneas no trajera consigo afectaciones al suministro, situación que se logró. Se presentaron 73 Estados Operativos de Alerta.

Gráfico No. 11. Saliendo de Zona Hermosillo



5.- Congestión enlace Villa de García- Ramos Arizpe potencia. El enlace Villa de García hacia Ramos Arizpe Potencia se estuvo operando muy cercano a su límite de capacidad de transporte hacia la segunda parte del semestre, originado por mayores recursos de generación en esa zona del país y requerimiento en el resto del SIN debido a los costos competitivos de esta generación. Por lo anterior, se incrementó la supervisión y se realizó una mayor cantidad de estudios eléctricos en línea para asegurar que la desconexión de alguna de esas líneas no trajera consigo afectaciones al suministro, situación que se logró.

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

Con base a las condiciones operativas del sistema en cumplimiento a lo estipulado en el código de red se realizaron declaratorias de 648 Estados Operativos de Alerta y 18 Estados Operativos de Emergencia asociados a los corredores de transmisión comentados. En las siguientes gráficas se muestra el resumen de los Estados Operativos más significativos.



26%

14%

10%9%

7%

4%

4%

4%

4%

3%3%

3%3% 3% 3%

ESTADOS OPERATIVOS DE ALERTA

ZONA MALPASO HACIA ZONA TABASCO ZONA HERMOSILLO AL SIN FLUJO NES-NTE FLUJO DE TRANSMISION REC->HCP+CGD->GPL

ZONA AGUASCALIENTESZONA DE OPERACIÓN DE TRANSMISIÓN QUERETARO

ZONA TABASCO HACIA ZONA ESCARCEGA FLUJO POR LOS BANCOS DE MAZATLÁN

CERRO BLANCO HACIA TEPIC DOS ZONA DE CHAMPAYÁN HACIA GÜEMEZ VILLA DE GARCIA HACIA RAMOS ARIZPE ZONA GUAYMAS HACIA ZONA OBREGON

HGA ATS ZONA GUERRERO MORELOS ZONA NACOZARI A ZONA CASAS GRANDES

28%

22%

11%

5%

5%

5%

6%

6%

6%6%

ESTADOS OPERATIVOS DE EMERGENCIA

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

ZONA CAMARGO Y ZONA CHIHUAHUA AFECTACION DE CARGA EN GCR ORI

AFECTACION DE CARGA EN GCR-CEL Y ORI AFECTACION DE CARGA ZONA COATZACOALCOS - ISTMO

GERENCIA DE CONTROL REGIONAL NORESTE SISTEMA ELÉCTRICO BAJA CALIFORNIA SUR

SISTEMA ELÉCTRICO MULEGÉ ZONA METROPOLITANA DE MTY

Gráfico No. 13. Estadística de Estados Operativos más importantes



Gráfico No. 14. Estadística de Causas de los Estados Operativos.



F) PLANEACIÓN OPERATIVA DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL.

OPTIMIZACIÓN DE USO DE ENERGÍA HIDRÁULICA

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

Gráfico No. 15. Comparación de energía almacenada planeada vs real

De acuerdo con el gráfico anterior, se muestra el incremento que se tuvo de energía almacenada al cierre de año por 3,621.0 GWh originado por precipitaciones pluviales excepcionales equivalentes a 9,568.7 GWh con respecto a lo programado. En consecuencia, estas lluvias adicionales permitieron generar 5,947 GWh con respecto a la curva guía planeada. Las precipitaciones pluviales para el año 2017 se catalogaron como tipo MEDIO-MEDIO. Estas precipitaciones adicionales a las pronosticadas empezaron en forma tardía durante el segundo semestre de 2017, de las cuales 3,239.5 GWh se almacenaron principalmente en la parte alta de la Cuenca del Río Grijalva. En el gráfico también se observa que durante el verano 2017, se incrementaron las extracciones reales con respecto a las planeadas debido a:



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

indisponibilidad de 1,000 MW en esta Zona durante el resto del primer semestre de 2017, y La falta de capacidad de generación termoeléctrica por incremento en falla de Unidades de Centrales

Eléctricas, así como degradación por restricciones crecientes en el suministro de combustibles.

Gráfico No. 16. Evolución del Consumo Bruto SIN

En el gráfico No. 16, se muestra la evolución del consumo semanal de los años 2015 a 2017, donde se aprecian un crecimiento del 3.8% en el consumo de energía eléctrica (atípico) en el último semestre de 2017, lo cual implica un mayor uso de recursos energéticos de los considerados en la planeación operativa.



ESTUDIOS DE PLANEACIÓN OPERATIVA DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL A inicios de 2017 se concluyeron los estudios eléctricos para analizar las condiciones operativas del Sistema Interconectado Nacional previstas durante los periodos de demanda máxima del verano de 2017, con la finalidad de identificar las estrategias que contribuyan a mejorar la confiabilidad del suministro eléctrico. Los estudios eléctricos realizados permitieron prever que debido al incremento de demanda e indisponibilidad de la capacidad de generación por las tasas prevalecientes de falla y degradación en Centrales Térmicas por insuficiencia de gas y combustóleo, se tendrían condiciones de riesgo operativo por congestión en los corredores de transmisión Noreste-Norte, Flujo entrando a Chihuahua, Champayán-Güemez, Malpaso-Tabasco y Oriental-Peninsular, además de niveles de reserva operativa en el Sistema Interconectado Nacional por debajo de lo establecido en el Código de Red.

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

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

reincorporación de las unidades que regresan de su mantenimiento; Gestionar la importación de gas en las estaciones de Manzanillo y/o Altamira, del orden de 13,400 MPC

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

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

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

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

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

A partir del segundo semestre de 2017, se generó una metodología para determinar el requerimiento de Potencia por Confiabilidad a fin de incrementar los tiempos de operación en estado Normal en el SIN, la cual se fundamenta en un análisis de sensibilidad a partir de simulaciones de estado estacionario para determinar en forma preliminar los refuerzos de Potencia que mejoren la seguridad operativa del SIN en cuanto a reducir la congestión en los corredores de la Red Nacional de Transmisión más cargados, cumplir con los requerimientos de Reserva de Planeación y de Reserva Operativa y mejorar el soporte de voltaje en las zonas con déficit de potencia reactiva.



Se evaluó la factibilidad del retiro de unidades eléctricas de generación para el horizonte 2018-2019 para dar respuesta a la solicitud de CFE-Generación.

Se participó en la redefinición de enlaces interregionales para definir nuevos límites operativos de corto plazo (mensual) incluyendo el del corredor TuxpanTexcoco, HermosilloSIN y QuerétaroSanta María.

Se revisó el ajuste en modelos dinámicos del SIN para reproducir el comportamiento inercial y dinámica de la frecuencia registrada de disturbios reales.

Se desarrolló un estudio para determinar los requerimientos de reserva de regulación en el Sistema Interconectado Nacional ante el incremento en penetración de generación fotovoltaica para los escenarios operativos del invierno 2019 y 2020.

Se determinó la modificación al voltaje de referencia del compensador estático de VAr en la Subestación Escárcega ante el disparo y reconexión automática de este equipo.

Se analizaron las condiciones operativas para verano 2018 en la red eléctrica de la Península de Yucatán al instalar 75 MW de capacidad adicional de generación mediante unidades móviles.

G) TECNOLOGÍAS DE INFORMACIÓN Y COMUNICACIONES. Las acciones descritas en esta sección tienen como propósito informar la situación de las Tecnologías de Información y Comunicaciones (TIC), tanto para actividades sustantivas como administrativas del CENACE, ejecutadas durante el segundo semestre de 2017.

Uno de los elementos centrales que da rumbo a la consecución de los objetivos de la Dirección de Tecnologías de la Información y Comunicaciones (DTIC), es el correspondiente al ejercicio de la Planeación Estratégica en materia de TIC, el cual permite contar con infraestructura tecnológica de nueva generación que asegure la continuidad de los servicios de TIC, que soportan las tareas sustantivas, operativas y administrativas de la Institución.

En este sentido la DTIC a través de las 3 Subdirecciones y 6 Unidades de especialidad que la conforman, con el apoyo de las áreas de TIC de las Gerencias de Control Regional; concretaron en su conjunto las siguientes actividades relevantes al cierre del ejercicio 2017:

Se formalizó la contratación de 30 proyectos de los cuales; 9 tienen impacto a nivel nacional*, agrupados en 5 proyectos de adquisición y 4 proyectos de servicios. Mediante estos proyectos se privilegia la consolidación de las contrataciones y se asegura las mejores condiciones y gestión bajo una plataforma.



La lista de proyectos contratados en materia de TIC, al cierre de 2017 fueron:

1. Adquisición de UPS Modulares de 80 KVA*. 2. Aire acondicionado corporativo. 3. Mantenimiento ABB SCADA*. 4. Servicio de mantenimiento de equipo de comunicaciones*. 5. Servicio de renovación de licencias WAF. 6. Consultoría Internacional SCADA*. 7. Curso de ISO 2000 Auditor líder. 8. Servicio para la implementación de la Plataforma de subastas. 9. Detección de amenazas avanzadas ATP*. 10. Actualización de Sistema de Control de Gestión (SIGAP) 11. Transición de Modelos y Aplicaciones del Mercado Interno de Energía al Mercado Eléctrico

Mayorista planteado por la Reforma Energética. 12. Licencias de grabación de pantallas. 13. Tablero de distribución. 14. Transformador. 15. Cámaras para videoconferencias. 16. Cámaras termográficas*. 17. Infraestructura para sala de crisis. 18. Servicio Administrado de Equipo de Cómputo*. 19. Asegurar disponibilidad del MEM. 20. Software para Estudios económicos y de energía en la Planeación de la Red Nacional de

Transmisión. 21. Enlaces de Telecomunicaciones MPLS*. 22. Extensión de la capacidad del sistema de procesamiento y almacenamiento. 23. Aire acondicionado Central. 24. Videomurales*. 25. Software EMTP-RV. 26. Software PSS®E. 27. Software para la ejecución de mercado. 28. Soporte técnico del hardware para mercado. 29. Software para los equipos EXALOGIC-EXADATA soporte. 30. Servicios para el cumplimiento de la Norma ISO/IEC 20000-1:2011 y la recepción de normas.

Se destaca la realización de tareas de desarrollo de sistemas y aplicaciones, así como de apoyo

tecnológico para las Direcciones de Operación y Planeación del Sistema y de Administración del Mercado Eléctrico Mayorista.

Con el apoyo de la Unidad de Aplicaciones se digitalizaron 4 procesos administrativos comprometidos en las Bases de Colaboración del Programa de Gobierno Cercano y Moderno; 1) Manejo Estratégico de Seguimiento a Indicadores del CENACE (MESI), 2) Sistema Integral de Gestión de Garantías y Cálculo de



la Responsabilidad Estimada Agregada (SIGGEF), 3) Sistema de Digitalización de Expedientes Administrativos y 4) Sistema Electrónico de Tesorería (SET).

Se actualizó durante el tercer trimestre en la Herramienta de Gestión de Política TIC, el inventario de; Bases de Datos, Centros de Datos, Software, Hardware, Sistemas y Aplicaciones de la Institución, acorde a lo establecido en el MAAGTICSI.

Se publicó en el portal de datos abiertos datos.gob.mx un total de 3 conjuntos de datos comprometidos por la Institución y más de 150 recursos sobre; Información Programática de la Dirección de Administración y Finanzas, Consumo Mensual Bruto del SEN de la Dirección de Operación y Planeación del Sistema y, Precios Marginales Locales de la Dirección de Administración del Mercado Eléctrico Mayorista.

El 27 de septiembre de 2017, se presentó a los Subgerentes de TIC de las Gerencias de Control Regional el ejercicio de Planeación Estratégica 2018-2020; producto del análisis FODA con todas las Gerencias, que permitió identificar las fortalezas, debilidades en el ámbito interno y las amenazas y oportunidades que presenta el entorno. Este ejercicio bidireccional entre las Gerencias y el Corporativo, del cual derivan cuatro proyectos considerados estratégicos para la DTIC y fueron integrados al PETIC 2018 del CENACE, aprobado por la Unidad de Gobierno Digital para su seguimiento, los cuales son:

o Instalar Sistema de Nueva Generación EMS/SCADA para el proceso del Control Operativo del

SEN. o Asegurar la continuidad del Servicio de TIC para el Mercado Eléctrico Mayorista. o Gestionar la Ciberseguridad de la Información del CENACE. o Modernizar la Infraestructura de TIC del CENACE.

En el mes de noviembre de 2017 se firma el contrato de Servicios de red de Telecomunicaciones; el

cual soportará la infraestructura del sistema EMS/SCADA/OTS, lo cual dará confiablidad a la operación del sistema eléctrico y al Mercado Eléctrico Mayorista.

El 18 de diciembre de 2017, se declaró el licitante ganador del proyecto de Modernización del Sistema EMS/SCADA/OTS, formalizado mediante contrato el 22 de diciembre de 2017; el cual permitirá la sustitución del sistema de adquisición de datos de tiempo real actual, con este nuevo sistema se optimiza el uso de infraestructura tecnológica a través de un sistema jerárquico centralizado de alta disponibilidad, que permitirá ejercer el proceso del control operativo en el CENACE.

Se realizó el redimensionamiento del Sistema EMS/SCADA actual, lo cual permitirá estar en condiciones de recibir la información de los Participantes del Mercado y cubrir las necesidades de los Centros de Control del CENACE por crecimiento de las instalaciones controladas derivado de las nuevas definiciones del Código de Red.

En la Gerencia del Centro Alterno, se concluyó con la etapa de implementación del respaldo tecnológico del Sistema SCADA de la Gerencia de Control Regional Baja California, lo cual permitirá



mantener la continuidad del control operativo ante una emergencia del centro de control primario y dar cumplimiento al estándar requerido por la North American Electric Reliability Corporation (NERC) de los Estados Unidos de América, para la interconexión con su sistema eléctrico.

Respecto a los Sistemas de Mercado del Sistema Eléctrico Mayorista, en términos globales, se ejecutaron 3 proyectos: 1) Suministro e Implementación de la Infraestructura de Continuidad para el Sistema de Mercado; que consiste en asegurar la disponibilidad del MEM, para lo cual se adquirió infraestructura para darle mayor capacidad de seguridad y continuidad a los servicios que utiliza el MEM, 2) Servicio de soporte técnico del hardware para los equipos de la plataforma del Mercado y, 3) Servicio de Soporte técnico de software para Exalogic- Exadata y servicios avanzados de soporte de los productos Oracle. Mediante estos proyectos se cuenta con la infraestructura tecnológica para el respaldo de los sistemas de mercado lo cual permitirá en 2018 mejorar la continuidad e incrementar la disponibilidad de las aplicaciones operativas para el Mercado Eléctrico Mayorista.

Algunos otros de los hitos sobresalientes de la DTIC, acontecidos durante el segundo semestre fueron:

El 15 de agosto se formalizo el Grupo Estratégico de Seguridad de la Información (GESI), el cual es el encargado de dar seguimiento a las acciones de mejora continua, derivadas de las revisiones al SGSI.

En fecha 25 de septiembre de 2017, se notifica a la Dirección de Administración de Mercado Eléctrico Mayorista, sobre la liberación y publicación del tercer conjunto de datos sobre Precios Marginales Locales (PML) en el sitio de datos.gob.mx, comprometido en las Bases de Colaboración.

El 17 de octubre se formalizo el Equipo de respuesta a Incidentes de Seguridad de TIC (ERISC), el cual se encarga de elaborar y mantener una Directriz rectora de respuesta a incidentes.

El 13 de diciembre de 2017, se celebró la Cuarta reunión del Grupo de Trabajo Institucional de Datos Abiertos; mediante la cual se informó la publicación de la nueva Guía de Implementación de Datos Abiertos, publicada en el DOF el 12 de diciembre de 2017, abordándose las acciones a ejecutar durante 2018 referentes al perfeccionamiento y promoción de los datos abiertos del CENACE, contemplados en el punto 3 y 4 de la Guía.

Respecto al tema de Comunicaciones y Ciberseguridad, al segundo semestre de 2017 fueron ejecutados los siguientes proyectos:

Proyectos de Comunicaciones; Monitoreo de red (Lancope) para vigilar el tráfico anómalo de la LAN, Implementación de cambio de Redes Inalámbricas utilizando certificados digitales, Actualización de Software/Firmware para procesos de actualización de comunicaciones, ruteo y Spark como herramienta de colaboración.

Proyecto Red Integral de Comunicaciones (MPLS), el cual permitirá interconectar las Gerencias de Control bajo una arquitectura de red mallada, ofreciendo calidad y niveles de servicio.

Proyecto ATP - Amenazas Avanzadas; Identificación de Equipos contra Riesgos. Proyecto de Servicio Administrado de Cómputo; el cual considera hasta 850 equipos.



Asimismo, con el objetivo de mantener la certificación del proceso “Adquisición de datos en tiempo real para el Sistema Eléctrico Nacional” bajo los estándares de la norma ISO/IEC 20000-1:2011 y su correspondiente en México NMX-1-20000-1-NYCE-2012, durante el periodo se ejecutaron las siguientes acciones:

Auditorías Internas, este año se aplicó para las Gerencias Regionales, CENALTE y Nacional; esto con el objetivo de preparar al CENACE para realizar la Auditoría Externa de recertificación que deberá realizarse en el 2018, y aplica para todas las Gerencias a diferencia de las Auditorías Externas de Vigilancia

Contratación de Auditoría Externa para la 2da. Vigilancia en el cumplimiento de la norma, cuyo objeto fue cumplir con lo que la norma señala para mantener el certificado. Se aplicó a Baja California, CENALTE, Central, Norte, Occidental y Peninsular.

Fase I. Migración de Control Documental de la Norma, al pasar de la herramienta Lotus Achiever a la herramienta SharePoint. La primera fase de migración consistió en crear la estructura y el flujo de trabajo para el seguimiento de NO CONFORMIDADES.

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

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

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

Al 31 de diciembre de 2017, se tienen registrados en el Catálogo Maestro del Mercado Eléctrico Mayorista un total de 487 ofertas de venta de Energía y 3 Ofertas de venta de Energía de Contratos de Interconexión Legados (CIL) que incluye 227 Generadores y 20 de importación, el total de las ofertas de venta de energía se distribuyen en el gráfico siguiente:



PRECIO MARGINAL LOCAL

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

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

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

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

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

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

Para el Sistema Interconectado Nacional, se han calculado los Precios Marginales Locales de forma horaria, para un total de 184 días hasta el 31 de diciembre de 2017, dichos precios oscilan entre los rangos de 6605.28 $/MWh y 181.6 $/MWh, los cuales se presentaron los días 18 de agosto para el máximo publicado y el día 7 de septiembre para el mínimo publicado.

El precio promedio para el para el periodo que comprende del 1 de julio al 31 de diciembre de 2017 se estable en 1,194.64 $/MWh. Los precios para el periodo antes descrito se muestran en la gráfica siguiente.

1 Nodo de Precio: Un NodoP corresponde a un NodoC (nodo de conectividad) individual o un conjunto de NodosC donde se modela la inyección o retiro físicos y para el cual un Precio Marginal Local se determina para las liquidaciones financieras en el Mercado Eléctrico Mayorista. 2 La oferta en cantidad y ubicación que hacen los Participantes del Mercado para adquirir energía en el Mercado de Energía de Corto Plazo en términos de energía neta. 3 La oferta en cantidad, ubicación y precio que hacen los Participantes del Mercado para vender energía y Servicios Conexos en el Mercado de Energía de Corto Plazo en términos de energía neta.



Gráfico No 1

Para el Sistema Interconectado Baja California, se han calculado los Precios Marginales Locales de forma horaria, para un total de 184 días hasta el 31 de diciembre de 2017, dichos precios oscilan entre los rangos de 5,568.46 $/MWh y -129.68 $/MWh, los cuales se presentaron el día 29 de agosto de 2017 para el máximo publicado y el 23 de diciembre de 2017 para el mínimo publicado. El precio promedio para el para el periodo que comprende del 1 de julio al 31 de diciembre de 2017 se estable en 614.75 $/MWh. Los precios para el periodo antes descrito se muestran en la gráfica siguiente.



Gráfico No 2 Para el Sistema Interconectado Baja California Sur, se han calculado los Precios Marginales Locales de forma horaria, para un total de 184 días hasta el 31 de diciembre de 2017, dichos precios oscilan entre los rangos de 5,751.76 $/MWh y 1,220.14 $/MWh, los cuales se presentaron el día 22 de octubre de 2017 para el máximo publicado y el día 02 de septiembre de 2017 para el mínimo publicado. El precio promedio para el para el periodo que comprende del 01 de julio al 31 de diciembre de 2017 se estable en 3,144.90 $/MWh. Los Precios para el periodo antes descrito se muestran en la gráfica siguiente.

Gráfico No 3

SERVICIOS CONEXOS

Los Servicios Conexos son los servicios vinculados a la operación del Sistema Eléctrico Nacional y que son necesarios para garantizar su Calidad, Confiabilidad, Continuidad y Seguridad, entre los que se podrán incluir: las reservas operativas, las reservas rodantes, la regulación de frecuencia, la regulación de voltaje y el arranque de emergencia, entre otros. El CENACE deberá adquirir los Servicios Conexos requeridos para la Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional en términos del Código de Red y sus disposiciones operativas que emita la Comisión Reguladora de Energía. En el Código de Red y sus disposiciones operativas se determinarán los requisitos para considera a una Unidad de Central Eléctrica o Recurso de Demanda Controlable como prestadora de los siguientes Servicios Conexos: a) Regulación Primaria, b) Reservas: i) De Regulación Secundaria; ii) Rodantes; iii) No rodantes; iv) Operativas y; v) Suplementarias, c) Control de voltaje y potencia reactiva y, d) Arranque de emergencia, operación en isla y conexión a bus muerto.



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

i) Reservas de Regulación Secundaria; ii) Reservas Rodantes; iii) Reservas Operativas; y iv) Reservas Suplementarias.

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

i) Reservas Reactivas (control de voltaje; la disponibilidad para inyectar o absorber potencia reactiva); ii) Potencia Reactiva (soporte de voltaje; la inyección o absorción de potencia reactiva) y; iii) Arranque de emergencia, operación en isla y conexión a bus muerto del sistema, los cuales serán

pagados bajo tarifas reguladas determinadas por la Comisión Reguladora de Energía.

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

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

a) Sistema Interconectado Nacional:

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

b) Sistema Interconectado Baja California:

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

c) Sistema Interconectado Baja California Sur:

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



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

Gráfico No 1

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

i) Reserva de regulación Secundaria (RREG); ii) Reserva rodante de 10 minutos (RR10); iii) Reserva no rodante de 10 minutos (RNR10); iv) Reserva rodante suplementaria (RRS) y; v) Reserva no rodante suplementaria (RNRS).

Los precios promedio para los 5 tipos de reserva quedaron definidos en 455.98 $/MWh para la RREG, 122.11 $/MWh para la RR10, 27.59 $/MWh para la RNR10, 20.64 $/MWh para la RRS y RNRS, respectivamente. Los precios promedio horario de los 5 tipos de reserva del periodo del 01 de julio al 31 de diciembre de 2017, se muestran en la figura siguiente:



Gráfico No 2

Para el Sistema Interconectado Baja California, los precios promedio para los 5 tipos de reserva quedaron definidos en 207.69 $/MWh para la RREG, 184.01 $/MWh para la RR10, 105.59 $/MWh para la RNR10, 42.20 $/MWh para la RRS y RNRS, respectivamente. Los precios promedio horario de los 5 tipos de reserva del periodo del 01 de julio al 31 de diciembre de 2017, se muestran en la figura siguiente:



Gráfico No 3

Para el Sistema Interconectado Baja California Sur, los precios promedio para los 5 tipos de reserva quedaron definidos en 773.07 $/MW-h para la RREG, 665.57 $/MW-h para la RR10, 663.05 $/MW-h para RNR10, y 639.80 $/MW-h para RRS y RNRS, respectivamente. Los precios promedio horario de los 5 tipos de reserva del periodo del 01 de julio al 31 de diciembre de 2017, se muestran en la figura siguiente:



Gráfico No 4

PUBLICACIÓN DE PRECIOS Y RESULTADOS DEL MERCADO DEL DÍA EN ADELANTO

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

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

Desde el arranque del Mercado Eléctrico Mayoristas, se ha tratado de respetar el horario de publicación para los 3 Sistemas Interconectados, pero derivado de que el mercado inició operaciones este año, los tiempos de publicación han sufrido adelantos o retrasos derivados de eventos de fuerza mayor, que requieren ajustes en



los insumos o corridas adicionales que nos llevan a superar el tiempo límite para la publicación de resultados en el Sistema de Información del Mercado.

El resumen de los tiempos de cumplimiento o incumplimiento en los horarios de publicación de los resultados del Mercado del Día en Adelanto, para el Sistema Interconectado Nacional del periodo de inicio del Mercado que abarca del 1 de junio y hasta el 31 de diciembre de 2017, se muestran en la figura siguiente:

Gráfico No 1

El resumen de los tiempos de cumplimiento o incumplimiento en los horarios de publicación de los resultados del Mercado del Día en Adelanto, para el Sistema Interconectado Baja California del periodo que abarca del 1 de junio y hasta el 31 de diciembre de 2017, se presentan en la figura siguiente:

Gráfico No 2

El resumen de los tiempos de cumplimiento o incumplimiento en los horarios de publicación de los resultados del Mercado del Día en Adelanto, para el Sistema Interconectado Baja California Sur del periodo que abarca del 1 de junio y hasta el 31 de diciembre de 2017, se presentan en la figura siguiente:



Gráfico No 3

CONGESTIONES RELEVANTES EN EL MERCADO DEL DÍA EN ADELANTO

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

i) Componente de energía marginal. ii) Componente de congestión marginal. iii) Componente de pérdidas marginales.

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

Para el periodo que comprende desde el 01 de julio al 31 de diciembre de 2017, el enlace con mayor número de horas de congestión es el 0-22 con R.O. Hermosillo-Sistema Interconectado Nacional, el cual presentó 10.5 % de horas congestionado de un total de 4416 horas comprendidas en el periodo desde el 01 de julio hasta el 31 de diciembre del 2017, con un costo marginal promedio de 350.55 $/MWh, caso contrario se presenta en el enlace Subestación Cananea-Nacozari (4-1 SCN-NRI), el cual solo presenta congestión un 0.023 % de tiempo, con un costo marginal promedio asociado de 472.76 $/MWh. El resumen de los enlaces con mayor número de horas congestionados y con un valor de costo marginal promedio asociado a dicho congestión, se presenta de manera resumida en la figura siguiente:



Gráfico No 1

MERCADO DE TIEMPO REAL

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

El proceso de Asignación de Unidades de Tiempo Real tiene como función principal, ajustar el programa de arranques y paros planificados previamente en los procesos del MDA y AUGC, considerando intervalos horarios, de tal forma que anticipa o posterga los arranques, paros y cambios de configuración de Unidades de Central Eléctrica en términos de intervalos de despacho quince minutales. Este modelo se ejecuta una vez cada hora con un horizonte de tiempo de 8 intervalos quince-minutales (dos horas) en adelanto. El AUTR también asigna unidades de arranque rápido en función de los resultados del pronóstico intra-horario para la demanda y la generación intermitente, así como ante problemas de indisponibilidad de generación.

El proceso DERS-MI tiene como objetivo determinar los puntos base económicos de las Unidades de Central Eléctrica, asignar los servicios de reservas y calcular los Precios Marginales Locales y los Precios Marginales de



los Servicios de Conexos. Este modelo se ejecuta cada quince minutos con un horizonte de cuatro intervalos quince-minutales (una hora) en adelanto.

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

Para finales del 2017, la implementación de los tres procesos del MTR para el Sistema Interconectado Nacional y para el Sistema Interconectado de Baja California estaba completada y ambos sistemas contaban con un año de sintonización. Sin embargo, para el Sistema Interconectado Baja California Sur la implementación de los procesos AUTR y DERS-MI se logró hasta el segundo semestre del 2017 debido a que, para este sistema, su control supervisorio EMS/SCADA es marca Siemens, que difiere de los otros dos sistemas que utilizan la marca ABB. Por lo tanto, actualmente se están realizando trabajos para la integración entre el proceso DERS-I y el Control Automático de Generación de Siemens.

Durante el segundo semestre del 2017, derivado de las mesas de trabajo para la sintonización de las herramientas MTR-RID en interacción con personal del CENACE y del Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias (INEEL), se emprendieron las siguientes acciones:

El CENACE redefinió las Zonas de Reserva de los sistemas interconectados Baja California y Baja California Sur, considerando una sola Zona de Reserva para cada uno de los sistemas antes mencionados a partir del 7 de septiembre y del 19 de diciembre, respectivamente. Entre los principales beneficios que se obtuvieron con este ajuste se encuentran: un mayor grado de cumplimiento de los requisitos de reservas, reduciendo con esto las situaciones de escasez identificadas por los modelos matemáticos y, la reducción de las instrucciones de arranque y paro de las Unidades de Central Eléctrica, dando como resultado una reducción en los costos de mantenimiento para los Generadores.

En el gráfico siguiente, se muestra una comparativa del precio marginal local promedio del Sistema Interconectado Baja California en el proceso DERS-MI y el proceso ExPost. Se observa la disminución en la magnitud de los precios después del cambio a una Zona de Reserva.



Con respecto a los Precios Marginales de la Reserva de Regulación Secundaria, la gráfica siguiente muestra los precios calculados por el DERS-MI considerando dos Zonas de Reserva (Costa y Valle) y considerando una Zona de Reserva “BCA”, nuevamente se observa una disminución en la magnitud de los precios por la reducción de la escasez de este tipo de reserva que se presentaba al considerar dos zonas.

Se implementó el uso de factores AB para la conversión de potencia bruta a potencia neta de los Unidades de Central Eléctrica en el Mercado Eléctrico Mayorista; por lo cual, fue necesario la



coordinación del Centro Nacional con las Gerencias de Control Regional para la verificación y validación de dichos valores.

Se eliminaron del Estimador de Estados las cargas auxiliares relacionadas con los servicios propios de los generadores y, en consecuencia, se ajustó el cálculo de demanda neta para excluir dichas cargas.

El día 12 de diciembre de 2017 se realiza la sexta prueba de los procesos del MTR para el Sistema Interconectado Nacional, encontrándose un desbalance entre la demanda y generación observada en tiempo real y los algoritmos del MTR. Por lo tanto, se realizan ajustes al mapeo de las unidades de mercado con el Estimador de Estado.

Debido a que esta etapa del mercado las liquidaciones son en intervalos horarios, se implementó un proceso para el cálculo de precios horarios de tiempo real a partir de los precios de intervalos quinceminutales calculados por el DERS-MI. Este proceso realiza una validación de los precios quinceminutales de carácter vinculatorio dentro de una banda predefinida y, con los precios marcados como válidos, se calcula el valor del precio horario. En caso de no encontrarse intervalos con precios dentro de la banda, el proceso emplea los precios de intervalos indicativos.

Se implementaron diversos mecanismos para la publicación de los resultados del MTR en el portal del Sistema de Información del Mercado (SIM), como son los Precios Marginales Locales, los Precios Medios de Zonas de Carga y los Precios Marginales de los Servicios Conexos.

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

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

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

Actualmente se han calculado los Precios Marginales Locales de forma horaria para el Sistema Interconectado Nacional, para un total de 184 días, desde el 01 de julio hasta el 31 de diciembre de 2017, que registró un promedio de 1,224.67 $/MWh con un máximo 7,325.19 $/MWh aproximadamente, el cual se presentó el día 08 de diciembre de 2017.

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



PML MÍNIMOS, MÁXIMOS Y PROMEDIOS DEL SIN DEL 1 DE JULIO AL 31 DE DICIEMBRE DE 2017.

Asimismo, se han calculado los Precios Marginales Locales de forma horaria para el Sistema Baja California, para un total de 184 días, desde el 01 de julio hasta el 31 de diciembre de 2017, que registró un promedio de 620.58 $/MWh con un máximo 5,466.28 $/MWh aproximadamente, el cual se presentó el día 30 de agosto de 2017 Los precios para el periodo antes descrito se muestran en el gráfico siguiente:

PML MÍNIMOS, MÁXIMOS Y PROMEDIOS DE BCA DEL 1 DE JULIO AL 31 DE DICIEMBRE DE 2017.



Finalmente, se han calculado los Precios Marginales Locales de forma horaria para el Sistema Baja California Sur, para un total de 184 días, desde el 01 de julio hasta el 31 de diciembre del 2017, que registró un promedio de 3,472.26 $/MWh con un máximo 5,526.63 $/MWh aproximadamente, el cual se presentó el día 18 de septiembre de 2017. Los Precios para el periodo antes descrito, se muestran en el gráfico siguiente: PML MÍNIMOS, MÁXIMOS Y PROMEDIOS DE BCS DEL 1 DE JULIO AL 31 DE DICIEMBRE DE 2017

RESULTADOS DEL MERCADO PARA EL BALANCE DE POTENCIA 2017

El día 28 de febrero de 2017, el CENACE ejecutó por primera vez el Mercado para el Balance de Potencia, en cumplimiento a las Bases del Mercado y a su respectivo Manual, precisando que, el mercado para el balance de potencia es un mercado anual y expost y se ejecuta en febrero de cada año

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

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



de Potencia por cada ERC individual asegura que el sistema eléctrico en su totalidad cuente con una capacidad de generación suficiente.

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

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

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

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

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

Los Precios de Potencia en cada sistema interconectado para el año de operación 2016 y las cantidades liquidadas en cada Zona de Potencia se muestran en la siguiente tabla:

ZONA DE POTENCIA PRECIO DE POTENCIA

(Pesos/MW-año)

MONTO TOTAL LIQUIDADO POR

POTENCIA (pesos)

Sistema Interconectado Nacional (SIN) 1,207,324.428 47,537,724,820 Sistema Interconectado Baja California (BCA) 2,507,456.354 6,094,262,340 Sistema Interconectado Baja California Sur (BCS) 1,240,145.664 683,549,687



MEDICIONES, LIQUIDACIONES Y RESPONSABILIDAD ESTIMADA AGREGADA

La información que se muestra en el presente apartado permite conocer los resultados obtenidos por la Unidad de Medición en materia de mediciones para liquidaciones, el proceso de liquidaciones, emisión de Estados de Cuenta Diarios, y el cálculo de la Responsabilidad Estimada Agregada (REA).

Al respecto es importante mencionar que durante el segundo semestre del año 2017 se desarrollaron diversos sistemas derivados de actualizaciones en la normatividad, así como sistemas que permitirán automatizar la ejecución de los procesos al interior del CENACE permitiendo garantizar la consistencia de las mediciones, liquidaciones y REA y que le permitirán a los Participantes automatizar sus procesos; a continuación, se presentan los avances obtenidos.

Implementación de plataforma web para carga de información para la liquidación del mercado (Primera Fase). Como parte del proceso de liquidación del Mercado Eléctrico Mayorista, el personal de la Unidad de Medición encargada de dicho proceso diariamente requiere, por las diferentes Gerencias de Control Regional, de información que es necesaria para el cálculo de los siguientes Folios de Liquidación:

F3115 Intercambio acordado con el Sistema Externo.

F3218 Contribución al cargo de Intercambios por confiabilidad.

F6315 Pago al CENACE o a los representantes del sistema externo por el desbalance acordado monetariamente.

F3018 Contribución de los participantes del Mercado al pago del desbalance en interconexiones internacionales.

Dicha información era enviada por las Gerencias vía correo electrónico y por medio de archivos Excel para que posteriormente el personal de la Unidad de Mediciones descargara dicha información en las Bases de Datos de Liquidaciones, sin embargo, este proceso además de ser muy lento implicaba un riesgo significativo de error por parte del operador de la liquidación.

Por lo anterior y como medida preventiva del proceso y buscando reducir los tiempos de procesamiento de los datos en el departamento de liquidaciones, el personal de la Unidad de Medición diseño y con apoyo de personal de Tecnologías de la Información se desarrolló una plataforma Web a través de la cual se automatizar el proceso, a continuación, se muestra un diagrama general de la lógica implementada en la herramienta para



la carga de información, así como la imagen de la pantalla del aplicativo donde las Gerencias Regionales de Control cargan los archivos.

En el diseño de la herramienta también se incluyeron diversas validaciones que el sistema realiza en automático a la información que las Gerencias cargan, por lo que esta tiene que cumplir con ciertos criterios definidos con el fin de descartar posibles errores.

Adicionalmente al aplicativo se integró un procedimiento que se ejecuta automáticamente cada lunes a las 12:00 horas, el cual realiza el cálculo de los ingresos y egresos de la semana anterior que tuvo el Generador de Intermediación en las operaciones que lleva a cabo dentro del Mercado Eléctrico. Estos ingresos y egresos semanales son insumos para los siguientes folios:

F3920 Cancelación del superávit de los Contratos de Interconexión Legados en el Mercado de Tiempo Real

F4019 Contribución a la cancelación de los Contratos de Interconexión Legados a los participantes del Mercado distintos al Generador de Intermediación en el Mercado de Tiempo Real

Al ejecutar esta tarea de forma automática, se disminuye el tiempo del cálculo manual y el riesgo de ejecutar una liquidación sin haber cargado esta información.

MÓDULO DE REGISTRO DE CONTRATOS DE MEDIANO PLAZO

Inicio

Inicio sesión con cuenta de correo electrónico corporativa.

El webservice reconoce la cuenta y asigna permisos para carga de información.

El usuario puede cargar información relacionada con los folios F3115 y F3218.

El usuario puede cargar información relacionada con los folios F6315 y F3018.

Fin Dependiendo de los permisos

Ejecución de la

liquidación



El Manual de Subastas de Mediano Plazo en sus numerales 2.5.1 y 2.6.1, establece que “los compromisos de Potencia que se establezcan en los Contratos asignados a través de las Subastas de Mediano Plazo consisten en el compromiso que asume el Vendedor de transferir al Comprador la cantidad determinada de Potencia en la Zona de Potencia y año correspondiente a través del mecanismo de Transacción Bilateral de Potencia o, en su defecto, asumir la responsabilidad de esa Potencia ante la CRE.” Y que “los compromisos de Energía que se establezcan en los Contratos asignados a través de las Subastas de Mediano Plazo consisten en el compromiso que asume el Vendedor de transferir al Comprador la cantidad determinada de energía en el Mercado de Tiempo Real en la Zona de Carga Agrupada y hora correspondiente a través del instrumento de Transacción Bilateral Financiera.”

Con el objeto de cumplir con lo previamente señalado el personal adscrito a la Unidad de Menciones diseño un nuevo módulo del Software de Programación Financiero en adelante SPFin, dentro del cual los Participantes de Mercado podrán registrar sus Contratos de Cobertura derivados de la Subasta de Mediano Plazo.

Dicho módulo se encuentra asociado al motor de cálculo de la Subasta de Mediano Plazo, por lo que toda la información que se derive de la subasta será utilizada para el registro de los contratos. Los Participantes de Mercado únicamente tendrán que señalar las claves de participante del emisor y la clave del adquirente el SPFin automáticamente mostrará todos los productos asociados al contrato asignado en la subasta entre ambos participantes.

Una vez que las partes del contrato hayan validado todos los productos asociados a su contrato, el SPFin en automático generará a partir de la fecha de inicio de contrato transacciones automáticas para todos los días de la duración del contrato.



CARGA AUTOMÁTICA PARA ARCHIVOS DENTRO DEL SOFTWARE DE PROGRAMACIÓN FINANCIERA

Derivado de la resolución emitida por la SENER “Términos, plazos, criterios, bases y metodologías de los Contratos Legados para el suministro Básico y mecanismo para su evaluación”, por el que se establecen los diferentes modelos de contrato legado para el Suministro Básico; CFE Suministro Básico así como las diferentes EPS Generadoras deberán registrar cerca de 300 Transacciones Bilaterales Financieras de Forma diaria, por lo anterior y con el fin de continuar presentando mejorar a los procesos llevados a cabo en el Mercado, el personal de la Unidad de Medición diseño un submódulo dentro del Software de Programación Financiera a través del cual los Participantes podrán realizar cargas masivas de transacciones a través de archivos (.txt).

Adicionalmente dicho módulo valida de forma automática todos los archivos subidos y en caso de encontrar algún error da a conocer al Participante en que transacciones se presentó el error. WEB SERVICE DE DESCARGA AUTOMÁTICA DE ESTADOS DE CUENTA.

Como parte de las distintas áreas de oportunidad, el personal de la Unidad de Medición detectó que en el proceso de emisión de Estados de Cuenta Diarios los Participantes de Mercado deben descargar de forma manual cada uno de los Estados de Cuenta publicado a diario, por lo que para aquellos Participantes que tienen múltiples cuentas de orden la descarga de archivos se vuelve muy lenta, por lo que con ayuda del área de Tecnologías de la Información se diseñó y desarrolló un webservice que tiene como objetivo facilitar la descarga de Estados de Cuenta que realizan los Participantes de Mercado. Es importante señalar que esta herramienta no sustituye al Sistema de Información de Mercado como mecanismo oficial de descarga, sin embargo, permite al usuario (Participante de Mercado) descargar de forma automática los Estados de Cuenta Diarios de cada cuenta de orden que el participante haya registrado.



MÓDULO DE INDICADORES DE LIQUIDACIONES.

En el proceso de liquidaciones se obtienen diariamente los resultados de los montos pagados o cobrados por el CENACE a los Participantes del Mercado y a los Integrantes de la Industria Eléctrica establecidos en las Bases del Mercado Eléctrico; con el fin de garantizar el correcto funcionamiento financiero del mercado, en la Unidad de Medición, se interpretan diariamente de forma general los resultados obtenidos de las liquidaciones verificando que sean consistentes y razonables, lo anterior considerando estadísticas y parámetros tanto de las mediciones como de los montos liquidados

Como apoyo a lo anterior, se definieron paneles de monitoreo que permiten analizar de forma gráfica y dinámica los resultados de los cálculos. Esta herramienta se encuentra como una sección adicional dentro de la consola de liquidaciones del MEM. A través de este módulo el usuario podrá realizar las siguientes actividades:

Análisis de PMLs

Se identifican desviaciones importantes, tendencias y patrones que indiquen alguna inconsistencia en los precios, de ser así se comunica al departamento correspondiente para su verificación.

Energía para cargos y pagos en MDA y MTR

Se analizan las variaciones en energía por liquidación, es decir, las variaciones de MDA y la medición liquidada en la liquidación cero, uno, dos y tres, con el fin de visualizar cambios importantes en las mediciones en un horizonte de tiempo seleccionado, la gráfica muestra energía total en un sistema determinado.



De la misma forma, se puede obtener esta misma gráfica para un participante en particular. Con la finalidad de poder identificar irregularidades o características sobresalientes que permita al operador concluir la razonabilidad de los resultados en un nivel más específico.

Fondo de Servicio Universal

La herramienta también cuenta con módulos que permiten monitorear la evolución de diversos conceptos como el pago al Fondo de Servicio Universal, como se puede ver a continuación:



Garantía de Suficiencia de Ingresos

En esta sección se pueden identificar de manera individual las unidades que han sufrido cambios para el cálculo de este concepto derivado de cambios de parámetros instruidos por la Unidad de Vigilancia de Mercado.

En conclusión, la herramienta ha sido útil para organizar y representar gráficamente y así resumir de manera conveniente el conjunto de datos y su propósito es ayudar al operador en poner de manifiesto las características sobresalientes de los datos y evaluar objetiva y efectivamente si la información resultante de la liquidación, así como sus insumos (vía tablas, gráficos, porcentajes, tasas, etc.) son adecuados con el propósito de garantizar a los Participantes de Mercado su correcta liquidación.



Situación General del MEM del 01 de Julio al 31 de diciembre de 2017

El segundo semestre del año 2017 incluyó 183 días de operación en los cuales se emitieron 302,528 Estados de Cuenta Diarios en sus diferentes formatos (XML, PDF, HTML).

Cabe resaltar que al 31 de diciembre pero de 2016 existían registrados y realizando operaciones en el MEM 8 Participantes de Mercado (4 Generadores, 1 Suministrador de Servicios Básicos, un Generador de Intermediación y 2 Suministradores Calificados) y 4 Integrantes de la Industria Eléctrica (Transportista, Fondo de Servicio Universal Eléctrico, CENACE y Distribuidor), sin embargo al 31 de diciembre de 2017 existen registrados y operando 37 Participantes de Mercado (24 Generadores, 1 Suministrador de Servicios Básicos, 7 Suministradores de Servicios Calificados, 1 Generador de Intermediación, 4 Comercializadores) y 4 Integrantes de la Industria Eléctrica (Transportista, Distribuidor, Fondo de Servicio Universal Eléctrico y CENACE).

En cuanto a los montos liquidados, se transaccionaron un total de $307,514,687,563.26 pesos mexicanos, es decir existió un incremento del 21% respecto a los montos transaccionados en el segundo semestre de un año previo, esto se explica básicamente a que existió un incremento en la liquidación de energía (se incrementó en un 31%) debido al aumento en los precios de la energía del Mercado de Tiempo Real, es decir, en el segundo semestre del año 2016 el diferencial de la energía medida y el programa del MDA se liquidaba al PML del MDA, sin embargo a partir del año 2017 la liquidación de este diferencial se realizaba a un precio calculado ex post el cual fue mayor a los precios utilizados en el 2016.

Adicionalmente en comparación a las cifras reportadas en el segundo semestre de 2016 se observa que la recaudación por tarifas del CENACE, Transportista y Distribución se incrementó en un 13%, 11% y 6% respectivamente debido al ajuste tarifario establecido por la CRE, así como a un incremento en la demanda y generación. De acuerdo con el Cuadro 1 se observa que de igual forma existió un incremento importante en la liquidación de DFTs y de las Importaciones y Exportaciones por Confiabilidad y Energía Inadvertida, sin embargo, esto se debe a que durante el 2016 la liquidación de estos conceptos no se realizó durante todo el periodo por lo que las cifras no son comparables.



Cuadro 1

“Importe de cargos y pagos liquidados en el segundo semestre de 2016 y 2017”4 Concepto CARGO 2016 Pagos 2016 Cargo 2017 Pagos 2017 Variación cargos Variación pagos

BALANCE FINANCIERO GI 2,452,029,855.71$ 2,452,029,855.71$ 2,866,325,474.72$ 2,866,325,474.60$ 17% 17%DEVOLUCIÓN DE PÉRDIDAS MARGINALES 3,772,096,704.27$ 2,196,905,945.27$ 3,137,079,642.19$ 4,514,523,973.51$ -17% 105%DFTS 51,975,704.75$ 208,405,545.44$ 304,071,862.14$ 489,628,393.94$ 485% 135%DISTRIBUCION 58,518,130,413.14$ 58,518,130,413.14$ 61,763,099,187.17$ 61,763,099,187.17$ 6% 6%ENERGIA 151,658,502,598.65$ 150,734,865,585.13$ 199,180,578,802.90$ 195,586,505,915.25$ 31% 30%EXCEDENTE RENTA DE CONGESTION 127,269,736.29$ 1,517,058,264.80$ 53,003,469.47$ 2,062,771,210.50$ -58% 36%FSUE -$ 961,490,570.56$ -$ -$ 0% -100%GARANTIA DE SUFICIENCIA DE INGRESOS 5,834,009,604.22$ 5,834,009,603.05$ 6,257,640,671.48$ 6,257,640,673.00$ 7% 7%IMP Y EXP POR CONFIABILIDAD E INADVERTIDA 33,281,889.49$ 24,400,398.20$ 80,554,808.32$ 101,858,796.86$ 142% 317%OPERACION DEL SISTEMA 1,233,662,629.65$ 1,233,662,629.65$ 1,399,678,969.90$ 1,399,678,969.90$ 13% 13%REEMBOLSO DEL FSUE 2,511,878,425.44$ 2,511,878,425.43$ 1,388,751,615.79$ 1,388,751,615.74$ -45% -45%RESERVA DE REGULACIÓN PARA CONTINGENCIAS 1,235,377,395.93$ 1,235,378,341.35$ 681,394,465.49$ 681,395,475.66$ -45% -45%RESERVA DE REGULACIÓN SECUNDARIA 802,192,861.23$ 802,193,535.21$ 816,639,393.24$ 816,639,873.42$ 2% 2%TRANSMISION 26,699,532,491.81$ 26,699,532,491.81$ 29,585,869,200.45$ 29,585,869,200.45$ 11% 11%Total general 254,929,940,310.58$ 254,929,941,604.75$ 307,514,687,563.26$ 307,514,688,760.00$ 21% 21%

Nota: Información considerando la máxima reliquidación disponible al día 08 de febrero de 2018. Montos expresados en pesos mexicanos

Del total de los montos liquidados la energía representa el 59.49%, seguida por el servicio de distribución que representa el 22.95% y el servicio de transmisión que representa un 10.47%.

Del total de las transacciones que se realizaron en el segundo semestre del 2017, en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) se llevaron a cabo el 94.09%, en el Sistema Baja California (BCA) el 4.05% y en el Sistema Baja California Sur (BCS) el 1.86%. En comparación al segundo semestre del año 2016 se observa un crecimiento en las transacciones efectuadas en el SIN, BCS y BCA por 21%, 39% y -1% respectivamente.

Cuadro 2 “Importe de cargos y pagos liquidados por Sistema en el

2do semestre del año 2016 y 2017” Concepto CARGO 2016 Pagos 2016 Cargo 2017 Pagos 2017 Variación cargos Variación pagos

BCA 10,333,622,389.29$ 10,335,982,317.80$ 10,317,848,271.10$ 10,223,500,945.06$ 0% -1%BCS 4,740,384,326.09$ 4,730,623,965.21$ 6,585,614,074.61$ 6,564,341,393.55$ 39% 39%SIN 239,855,933,595.20$ 239,863,335,321.74$ 290,611,225,217.55$ 290,726,846,421.39$ 21% 21%Total general 254,929,940,310.58$ 254,929,941,604.75$ 307,514,687,563.26$ 307,514,688,760.00$ 21% 21% Nota: Información considerando la máxima reliquidación disponible al día 08 de febrero de 2018. Montos expresados en pesos mexicanos

Las liquidaciones del Mercado Eléctrico Mayorista del 2do semestre del año 2017 se dividen de la siguiente manera de acuerdo con la modalidad de participación en el mercado y por Participante de Mercado:

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



Cuadro 3 “Cargos y pagos liquidados por modalidad y Participante

2do semestre 2017” TIPO/PARTICIPANTE CARGOS PAGOS

COMERCIALIZADOR 77,093,189.83$ 186,658,136.46$ DIVERSIDAD 76,171,906.84$ 185,669,724.58$ ENICON 921,282.99$ 988,411.88$

GENERADOR 13,916,394,231.28$ 164,878,732,885.58$ ALTAMIRA 3,660,971.22$ 51,850,496.40$ AMMPER GENERACION 1,045,113.92$ 2,107,229.76$ ANAHUAC 3,450,972.32$ 23,286,533.73$ AZTECA X 42,315,395.97$ 422,238,540.22$ CERVECERA 91.83$ 737.93$ CFE GENERACION I 1,685,469,150.27$ 21,384,332,678.97$ CFE GENERADOR 38,564,666.33$ 1,662,872.52$ ELAN 1,406,020.60$ 9,136,350.55$ ENEL 3,984,208.18$ 6,918,218.32$ EVM ENERGIA 20,395,524.02$ 450,096,795.86$ FENIX 62,841,182.26$ 733,298,896.03$ FORTIUS 495,656.03$ 4,033,640.98$ FRONTERA 189,384,414.06$ 2,468,503,665.85$ GPG 18,531,697.81$ 173,315,892.11$ IBERDROLA GENERADOR 5,536,714.05$ 51,529,840.84$ LOMAS REAL 1,957,079.84$ 16,482,517.77$ PIACO 2,307,670.22$ 1,401,605.82$ SALTILLO 10,758,104.27$ 83,015,680.65$ SUBSIDIARIA CFE GENERACION II 1,665,486,423.25$ 17,560,307,097.49$ SUBSIDIARIA CFE GENERACION III 1,843,966,824.59$ 28,315,969,729.49$ SUBSIDIARIA CFE GENERACION IV 1,287,408,631.92$ 21,114,792,069.72$ SUBSIDIARIA CFE GENERACION V 5,464,058,388.83$ 52,757,590,875.58$ SUBSIDIARIA CFE GENERACION VI 1,557,560,903.96$ 19,217,972,293.94$ VALLE HERMOSO 5,808,425.53$ 28,888,625.05$

GENERADOR DE INTERMEDIACION 33,776,489,356.08$ 35,449,092,394.18$ CFE ICL 33,776,489,356.08$ 35,449,092,394.18$

INTEGRANTE DE LA INDUSTRIA 1,388,751,615.79$ 92,748,647,357.52$ CENACE -$ 1,399,678,969.90$ CFE DISTRIBUCION -$ 61,763,099,187.17$ CFE TRANSPORTISTA -$ 29,585,869,200.45$ FSU 1,388,751,615.79$ -$

SUMINISTRADOR BASICO 256,613,072,909.92$ 12,996,583,951.91$ CFE SUM BASICO 256,613,072,909.92$ 12,996,583,951.91$

SUMINISTRADOR CALIFICADO 1,742,886,260.36$ 1,254,974,034.35$ ALPMx 6,224.60$ 26,130.53$ AMMPER ENERGIA 5,572,422.99$ 361,230.84$ CFE CALIFICADOS 1,677,152,154.20$ 1,229,484,804.21$ IBERDROLA CLIENTES 39,984,488.16$ 1,247,692.27$ ORCA ENERGY 7,561,045.96$ 954,878.37$ RC 2,883,333.26$ 21,764,043.88$ SUMEX 9,726,591.19$ 1,135,254.25$

Total general 307,514,687,563.26$ 307,514,688,760.00$ Nota: Información considerando la máxima reliquidación disponible al día 08 de febrero de 2018. Montos expresados en pesos mexicanos

Adicionalmente es importante mostrar el cierre de los montos liquidados durante todo el año de 2017 (del 1ro de enero al 31 de diciembre de 2017) los cuales ascendieron a $617,194,533,218.14, del cuadro 4 se observa



que existe balance cero entre los cobros y pagos realizados en el MEM durante 2017 de conformidad a lo establecido en el numeral 17.1.9 de las Bases del Mercado (diferencia por redondeos). Adicionalmente se observa que los conceptos que predominan las liquidaciones del Mercado es Energía en un 64.21%, Servicio de Distribución en un 19.40% y el Servicio de Transmisión con un 9.38%.

Cuadro 4 “Cargos y pagos totales liquidados en el año 2017”

Concepto Pago CargoBALANCE FINANCIERO GI 6,918,436,551.54$ 6,918,436,551.50$ DEVOLUCIÓN DE PÉRDIDAS MARGINALES 6,315,717,495.16$ 6,293,619,236.42$ DFTS 1,390,463,379.93$ 462,624,419.34$ DISTRIBUCION 119,709,934,885.04$ 119,709,934,885.04$ ENERGIA 396,330,387,079.29$ 404,810,259,056.13$ EXCEDENTE RENTA DE CONGESTION 5,089,467,315.45$ 165,860,649.90$ FSUE 2,604,797,958.79$ 58,725.61$ GARANTIA DE SUFICIENCIA DE INGRESOS 13,901,524,464.20$ 13,901,524,463.37$ IMP Y EXP POR CONFIABILIDAD E INADVERTIDA 128,551,764.44$ 126,963,370.97$ OPERACION DEL SISTEMA 2,731,903,269.85$ 2,731,903,269.85$ REEMBOLSO DEL FSUE 1,388,751,615.74$ 1,388,751,615.79$ RESERVA DE REGULACIÓN PARA CONTINGENCIAS 1,220,415,362.81$ 1,220,413,128.47$ RESERVA DE REGULACIÓN SECUNDARIA 1,577,402,383.31$ 1,577,401,110.65$ TRANSMISION 57,886,779,692.59$ 57,886,779,692.59$ Total 617,194,533,218.14$ 617,194,530,175.63$

Conceptos Liquidados del 1 de enero al 31 de diciembre de 2017.

También resulta de interés presentar las cantidades de energía comercializadas en el mercado de corto plazo. En el Cuadro 5 es posible identificar que durante los 6 meses transcurridos entre julio y diciembre de 2017 se inyectaron 155,352,106.15 MWh (incluye importaciones comerciales), mientras que fueron retirados 149,110,861.07 MWh. En comparación al mismo periodo, pero de un año previo la inyección y consumo de energía se incrementó en un 3 y 4 % respectivamente.

Del total de energía inyectada en el segundo semestre del año 2017 el 28.70% corresponde a energía provista por la empresa subsidiaria CFE generación V, seguida de CFE ICL (Generador de Intermediación) quien inyectó a la red el 15.15 % y CFE generación III con un 14.12 % del total de la generación.

En lo que respecta al consumo de energía, en el Cuadro 5 se observa que existió un consumo de 149,110,861.07 MWh en todo el Sistema Eléctrico Nacional (incluye exportaciones comerciales, pérdidas técnicas y pérdidas no técnicas en media y baja tensión). Del total de la energía consumida el 86.52% corresponde a consumo de la empresa CFE Suministro básico, el 12.64% corresponde a consumo de la empresa CFE ICL y 0.39% por parte de CFE Calificados.



Cuadro 5

“Energía inyectada y retirada en el Sistema Eléctrico Nacional en el segundo semestre de 2016 y 2017 (cantidades en MWh)”

PARTICIPANTE ENERGIA INYECTADA 2017 ENERGIA RETIRADA 2017 ENERGIA INYECTADA 2016 ENERGIA RETIRADA 2016ALPMx 30.00 - - - ALTAMIRA (MITSUI) 47,781.81 - - - AMMPER ENERGIA - 4,337.79 - - AMMPER GENERACION 943.10 - - - ANAHUAC (MITSUI) 22,774.14 - - - AZTECA X 694,486.68 - - - CENACE - - - - CERVECERA 0.93 - - - CFE CALIFICADOS 336,284.00 582,614.76 189,093.00 49,001.11

CFE GENERADOR - - 130780952.3 527,654.00 CFE GENERACION I 15,366,507.06 63,174.38 - - CFE ICL 23,545,123.77 18,860,639.18 18,576,814.56 16,188,314.93 CFE SUM BASICO - 129,017,118.22 85,367.20 127,078,629.37 DIVERSIDAD 158,396.00 53,231.00 - - ELAN 7,584.93 1.89 - - ENEL 3,566.75 20.68 - - ENICON 1.00 - - - EVM ENERGIA 346,246.39 404.45 21,252.33 384.15 FENIX 594,212.56 285.69 488,072.53 9.49 FORTIUS 2,774.67 16.18 - - FRONTERA 2,365,035.07 334.67 813,248.75 621.04 GPG 129,466.51 - - - IBERDROLA CLIENTES - 36,417.91 - - IBERDROLA GENERADOR 84,808.42 - - - LOMAS REAL (MITSUI) 14,150.15 - - - ORCA ENERGY - 4,348.95 - - PIACO 702.23 1,128.32 - - RC 20,493.00 - - - SALTILLO (MITSUI) 70,015.40 - - - SUBSIDIARIA CFE GENERACION II 13,899,502.94 179,634.06 - - SUBSIDIARIA CFE GENERACION III 21,943,822.83 135,361.29 - - SUBSIDIARIA CFE GENERACION IV 15,840,022.72 52,807.54 - - SUBSIDIARIA CFE GENERACION V 44,596,494.05 13,033.33 - - SUBSIDIARIA CFE GENERACION VI 15,238,113.30 98,136.16 - - SUMEX - 7,814.62 5.00 1,587.03 VALLE HERMOSO (MITSUI) 22,765.76 - - - VEM - - - - Total general 155,352,106.15 149,110,861.07 150,954,805.64 143,846,201.13

Nota: Información considerando la máxima reliquidación disponible al día 08 de febrero de 2018. Montos expresados en pesos mexicanos



Medición de energía para liquidaciones

Ya que uno de los principales insumos para realizar las liquidaciones es la medición de energía en cada una de las transacciones en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), durante el segundo semestre del 2017, se continuó trabajando en las siguientes áreas:

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

REGULACIÓN REFERENTE A LOS SISTEMAS DE MEDICIÓN

Se participó en los grupos de trabajo junto con la Secretaría de Energía (SENER), la Comisión Reguladora de Energía (CRE), CFE Transmisión y CFE Distribución para el desarrollo y su publicación para consulta pública de los siguientes documentos:

a) Manual de Requerimientos de Tecnologías de la Información y Comunicaciones para el Sistema Eléctrico Nacional y el Mercado Eléctrico Mayorista.

b) Manual de Medición para Liquidaciones. c) Proyecto de Norma Oficial Mexicana PROY-NOM-001-CRE/SCFI-2017, Sistemas de medición de energía

eléctrica-Medidores y transformadores de instrumento-Especificaciones metrológicas, métodos de prueba y procedimiento para la evaluación de la conformidad.

En conjunto con la SENER, se elaboró el Manual de Criterios para el Despacho y la Desagregación de Energía para las Unidades de Propiedad Conjunta en el Mercado Eléctrico Mayorista.

a) Manual de Requerimientos de Tecnologías de la Información y Comunicaciones para el Sistema Eléctrico Nacional y el Mercado Eléctrico Mayorista.

INVENTARIO DE MEDIDORES

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

a) Se concluyó el módulo de “Equipos de Medición para el Mercado Eléctrico”, en la plataforma del “Sistema de Administración para Puesta en Servicio de Equipo” (SAPPSE), con el que se va a administrar el Inventario de Medidores.



b) El CENACE realizó el censo de los puntos de medición que actualmente recibe de CFE Transmisión y CFE Distribución a través del “Sistema de Recepción de Energía para Liquidaciones” (SiRDELi)

c) El CENACE solicito a CFE Transmisión y CFE Distribución completar y validar el censo del inciso anterior.

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

CALIDAD DE LA INFORMACIÓN DE MEDICIÓN DE ENERGÍA PARA LIQUIDACIONES

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

Se le ha dado seguimiento a la conciliación de los registros de medición entre CENACE, CFE Transmisión y CFE Distribución.

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

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

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

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

Con base en los procedimientos actualizados se ajustó el algoritmo de cálculo de la segregación de energía en Unidades de Propiedad Conjunta, implementándolo para la Re-liquidación a partir del 24 de diciembre de 2016.

Se implementó la publicación en el Sistema de Información del Mercado (SIM) de los reportes de:

o Demanda real del sistema Por Balance: Demanda real integrada horaria (MWh) incluyendo todas las pérdidas técnicas y las no técnicas del Sistema Eléctrico Nacional, obtenida con base en la generación total menos la exportación total por sistema interconectado y región.

o Demanda real del sistema Por Retiros: Demanda real integrada horaria (MWh) excluyendo las pérdidas técnicas y las pérdidas no técnicas que puedan ocurrir en la red que corresponda al



Mercado Eléctrico Mayorista, que corresponde a las compras de energía por parte de las Entidades Responsables de Carga, por sistema interconectado y zona de carga

o Niveles de pérdidas aprobadas por la CRE, desglosados por región o nivel de tensión en su caso, tanto para las redes que correspondan al Mercado Eléctrico Mayorista, como para redes que no correspondan al Mercado Eléctrico Mayorista.

o Estimaciones de pérdidas reales, desglosadas por región o nivel de tensión en su caso, para las redes que correspondan al Mercado Eléctrico Mayorista y para redes que no correspondan al Mercado Eléctrico Mayorista.

GARANTÍAS DE CUMPLIMIENTO DEL PERIODO JULIO A DICIEMBRE 2017

De acuerdo con lo indicado en las Bases del Mercado, los Participantes del Mercado sólo podrán participar en el Mercado Eléctrico Mayorista cuando el cumplimiento de las obligaciones que adquiera dicho Participante se encuentre garantizado. Para ello, uno de los principales puntos del tema de garantías desde el punto de vista de los interesados en participar en el Mercado Eléctrico Mayorista, es presentar la Garantía de Cumplimiento Básica.

Derivado de lo anterior, el presente reporte tiene como finalidad mostrar el comportamiento de las garantías de cumplimiento presentadas durante el segundo semestre del año 2017. El primero de julio se tenía 31 Cartas de Crédito vigentes equivalentes a 2,281 millones de pesos. Durante el periodo comprendido entre julio y diciembre se presentaron en las oficinas de CENACE 32 Cartas de Crédito, siendo diciembre cuando más Cartas se recibieron con un total de 9 Cartas de Crédito, mientras que en agosto, septiembre y noviembre se recibieron sólo 4 Cartas por mes.

CARTAS DE CRÉDITO PRESENTADAS ENTRE JULIO Y DICIEMBRE DE 2017

DATOSNo. Cartas

CréditoMonto**

Vigente al 01/07/2017 31 2,281 Vigente al 31/12/2017 63 3,587 Original* 44 2,486 Modificaciones* 19 1,101

* Al 31 de diciembre de 2017

** Cifras en millones de pesos



EVOLUCIÓN DE RECEPCIÓN DE CARTAS DE CRÉDITO

49%

10%6% 6% 8% 6%

14%

Antes del01/07/2017

jul-17 ago-17 sep-17 oct-17 nov-17 dic-17

Considerando el monto de las Cartas de Crédito, se tiene que CFE Calificados presentó una Carta de 220 millones de pesos en septiembre, mientras CFE Suministrador de Servicios Básicos presentó una Carta por mil millones de pesos siendo estos los meses en que más monto se recibió en las Cartas de Crédito.

MONTO DE RECEPCIÓN DE CARTAS DE CRÉDITO



Analizando el monto de las garantías vigentes al cierre del 2017 por tipo de participante se tiene que poco más del 89% corresponde al Mandatorio de CFE, esta cifra es equivalente a 3,207 millones de pesos. El monto restante 7.56% (271 millones de pesos) son de Suministradores de Servicios Calificados, 2.67% (96 millones de pesos) de Generadores y 0.36% (13 millones de pesos) a Comercializadores no Suministradores.

GARANTÍAS DE CUMPLIMIENTO POR TIPO DE PARTICIPANTE

TIPO DE PARTICIPANTE* (Monto)No. Cartas

CréditoMonto**

Mandatorio CFE 10 3,207 SUMINISTRADOR DE SERVICIOS CALIFICADOS 23 271 GENERADOR 22 96 COMERCIALIZADOR NO SUMINISTRADOR 8 13

63 3,587


MONTO EXPRESADO EN % DE GARANTÍAS DE CUMPLIMIENTO POR TIPO DE PARTICIPANTE

89.42%

7.56%

2.67% 0.36%

TIPO DE PARTICIPANTE* (Monto)

Mandatorio CFE

SUMINISTRADOR DESERVICIOS CALIFICADOS

GENERADOR

COMERCIALIZADOR NOSUMINISTRADOR

Considerando el banco que emite mayor número de Cartas de Crédito es BBVA Bancomer con 20 Cartas de Crédito por 242 millones de pesos; sin embargo, Santander (con 10 Cartas de Crédito y 1,552 millones de pesos) con Banorte (3 Cartas de Crédito y 1,701 millones de pesos) son los bancos que emitieron mayor monto respaldando en Cartas de Crédito.



DATOS DE GARANTÍAS DE CUMPLIMIENTO POR BANCO EMISOR

BANCO EMISOR* (No. Cartas)

No. Cartas

CréditoMonto**

BBVA BANCOMER 20 242 SANTANDER 10 1,552 BAJIO 7 8 BANORTE 3 1,701 CIBANCO 5 44 BANK OF TOKYO 5 5 BANCOMEXT 3 11 INTERCAM 3 3 INVEX 3 12 AFIRME 1 1 AZTECA 1 1 BANAMEX 1 6 HSBC 1 1

63 3,587


GARANTÍAS DE CUMPLIMIENTO POR BANCO EMISOR



GESTIÓN PARA LA SOLUCIÓN DE CONTROVERSIAS

Derivado de los procesos que se llevan a cabo para las liquidaciones en el Mercado Eléctrico Mayorista surgen necesidades que requieren de seguimiento y gestión a los diferentes procesos involucrados como lo es un Recurso de Reconsideración, que da origen a controversias que surjan en el Mercado Eléctrico Mayorista entre el CENACE y los Participantes del Mercado, o entre los distintos Integrantes de la Industria Eléctrica en términos de lo previsto en la LIE y las Bases del Mercado Eléctrico, estas podrán resolverse a través del procedimiento para la solución de controversias previsto en el “Manual de Solución de Controversias” el cual establece las disposiciones, reglas y procedimientos para la solución de las mismas.

En la siguiente tabla se muestra el resumen de los recursos de reconsideración que se recibieron en la Subdirección de Conciliaciones y Contratos en 2017:

CONTROVERSIAS 2017 1ER SEMESTRE 2DO SEMESTRE PROCEDENTES 3 4 IMPROCEDENTES 3 2 DESISTIDOS 0 10

TOTAL 6 16

En lo que respecta al segundo semestre de 2017 se recibieron 16 recursos de reconsideración, de los cuales 4 tuvieron fallo procedente a favor del Participante del Mercado, 2 con fallo improcedente y 10 más donde el Participante de Mercado se desiste de ellos. Cabe resaltar que en el año 2016 no se recibieron Recursos de Reconsideración.

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

2017. El 2 de marzo de 2016, mediante acuerdo No. CA-014/2016-09, de la misma fecha, con fundamento en el artículo Décimo Tercero, fracción XI, del Decreto por el que se crea el CENACE y en la Base 1.5.7 inciso a de las Bases del Mercado Eléctrico, el Consejo de Administración aprobó la creación de los Comités Consultivos de Análisis de las Reglas del Mercado, especializados en:

i. Centrales Externas Legadas y Contratos de Interconexión Legados; ii. Mercado Eléctrico Mayorista;

iii. Operación del Sistema Eléctrico Nacional; y



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

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

A finales del mes de agosto de 2017, la Secretaría de Energía y la Comisión Reguladora de Energía concluyeron la dictaminación del Anteproyecto de Manual para el Desarrollo de las Reglas del Mercado.

En el mes de agosto de 2017, el Anteproyecto de Manual fue publicado en el Sistema de Mejora Regulatoria de la Comisión Federal de Mejora Regulatoria (COFEMER) para iniciar el proceso de Consulta Pública.

El 13 de septiembre de 2017, mediante Oficio No. COFEME/17/5584, de fecha 12 de septiembre de 2017, dicha Comisión notificó a la SENER el Dictamen Total con efectos de Final del Anteproyecto de Manual para el Desarrollo de las Reglas del Mercado.

Una vez que el Manual se publique en el Diario Oficial de la Federación y entre en vigor, el CENACE en coordinación con la CRE iniciará las acciones tendientes a la integración de los Comités Consultivos de Análisis de las Reglas del Mercado.

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

COMITÉ DE ADQUISICIONES, ARRENDAMIENTOS Y SERVICIOS

El Comité de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios (CAAS) del CENACE y Subcomité Revisor de Convocatorias (SURECON) durante el período comprendido del 1° de junio al 31 de diciembre de 2017 llevó a cabo las siguientes sesiones:

Comité y/o Subcomité N° de Sesiones Ordinarias Extraordinarias

Comité de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios 9 5 4

Subcomité Revisión de Convocatorias 15 3 12



En el CAAS se analizaron 8 procedimiento de contratación, los cuales fueron dictaminados favorablemente y en el SURECON se presentaron 31 procedimientos, de los cuales solo se aprobaron 28.

COMITÉ DE CONTROL Y DESEMPEÑO INSTITUCIONAL (COCODI)

El Comité de Control y Desempeñó Institucional celebró la tercera y cuarta sesiones ordinarias el 10 de agosto y 9 de noviembre de 2017, respectivamente, durante las cuales se abordaron todos los puntos de la agenda, conforme a lo previsto en el Manual Administrativo de Aplicación General en Materia de Control Interno vigente, lo que contribuye al fortalecimiento del Sistema de Control Interno Institucional que se despliega en el CENACE.

COMITÉ DE TRANSPARENCIA

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

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

En el periodo que se informa el Comité de Transparencia del CENACE sesionó en 19 ocasiones.

Del 01 de julio al 31 de diciembre del 2017, se recibieron un total de 134 solicitudes de acceso a la información pública.

De las 134 solicitudes recibidas, se dio respuesta a un total de 118 solicitudes, hasta el 31 de diciembre del 2017, en donde el Comité de Transparencia se reunió en 16 sesiones ordinarias5. Las restantes 16 solicitudes continuaron su proceso normal de atención.

5 Del total de 19 sesiones; 16 sesiones para atención de solicitudes, 2 sesiones fueron para atender temas de la LFTAIP; y 1 sesión fue para atender temas de gestión documental y archivos.



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

Trigésimo Quinta Sesión General ordinaria (05/07/2017)

Designación hecha por parte del Director General del CENACE, del Mtro. Andrés Prieto Molina, como responsable del Área Coordinadora de Archivos e integrante del Comité de Transparencia.

Informe General de las solicitudes de información atendidas y en proceso ante el CENACE, del periodo mayo-junio y enero-junio 2017.

Aprobación de la actualización a los Lineamientos para la Integración y Funcionamiento del Comité de Transparencia, así como para la operación del Módulo de Transparencia del CENACE.

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

Aprobación de actualización de información del segundo trimestre 2017 del CENACE para la elaboración del informe anual de actividades del INAI.

Cuadragésima Quinta Sesión General Ordinaria (13/10/2017):

Designación hecha por parte del Lic. Pedro Cetina Rangel Director Jurídico y Asesor del Comité de Transparencia del CENACE, del Lic. Horacio Claudio Venegas Espino, como su Asesor Suplente.

Presentación de los avances en la carga de información del CENACE en el Sistema de Portales de Obligaciones de Transparencia (SIPOT) de la Plataforma Nacional de Transparencia (PNT).

Presentación de la entrega al Director General de CENACE del reconocimiento del INAI por haber obtenido calificación de 90.94% derivado de la verificación diagnóstica efectuada por dicho Instituto al SIPOT.

Informe General de las solicitudes de información atendidas y en proceso ante el CENACE, del periodo julio-septiembre y enero-septiembre 2017.

Informe relativo al Programa de Capacitación en materia de Transparencia, Acceso a la Información y Protección de Datos Personales para el CENACE 2017 (CEVINAI).



Aprobación de actualización de información del tercer trimestre 2017 del CENACE para la elaboración del informe anual de actividades del INAI.

Entrega de Reconocimientos al CENACE por parte del INAI.

1. El 28 de agosto del 2017 el INAI entregó al Director General del CENACE el reconocimiento por haber obtenido 90.94 puntos de cumplimiento en los resultados de la primera Evaluación Diagnóstica al Sistema de Obligaciones de Transparencia de la Plataforma Nacional de los sujetos obligados del orden federal.

Con este resultado el CENACE se posicionó como referente de los organismos públicos descentralizados cuya calificación promedio fue de 61.83 puntos, de conformidad con las cifras brindadas por el órgano garante. De igual forma, con esta calificación nuestra institución fue la más destacada del sector energético. Lo anterior, se logró con el valioso esfuerzo, trabajo en equipo y cooperación de las Gerencias de Control Regional, las Unidades Administrativas del Corporativo y la Unidad de Transparencia.

2. En el segundo semestre de 2017 la Unidad de Transparencia, con aprobación del Comité de Transparencia, concluyó una serie de acciones con el propósito de capacitar a los servidores públicos con nivel de Jefe de Departamento su homologo, hasta el Director General en temas de la LFTAIP y Ética Pública; así como al Comité de Transparencia con estos mismos temas, así como archivos y clasificación y desclasificación de la información.

Derivado de dicho trabajo institucional el 18 de diciembre del 2017 el INAI entregó al CENACE los reconocimientos de:

Institución 100% Capacitada y

Comité de Transparencia 100% Capacitado.

Con lo cual se consolidan esfuerzos en este organismo público descentralizado para hacer realidad los objetivos constitucionales tanto de la Ley General, como de la Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública.

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

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



Asimismo, el CEPCI del CENACE tiene como objeto el fomento de la ética y la integridad pública para lograr una mejora constante del clima y cultura organizacional del CENACE y desde su instalación, ha implementado diversas acciones enfocadas a impulsar el actuar ético y profesional de las personas servidoras públicas de este Organismo Público Descentralizado, obteniendo los siguientes resultados:

En el periodo que se informa el CEPCI del CENACE sesionó en 3 ocasiones; en las cuales fueron aprobadas las siguientes actividades, esenciales para la obtención de su objetivo:

Segunda Sesión Ordinaria (14/julio/2017)

Actividades realizadas para la implementación del Programa Anual de Trabajo 2017, entre las que destaca:

Publicación del marco normativo actualizado en materia de ética y conducta, así como la documentación del CEPCI, en diferentes plataformas tecnológicas del CENACE/Intranet, portal CENACE.GOB.mx, así como en el Sistema de Seguimiento, Evaluación y Coordinación de la Actividad de los Comités de Ética (SSECCOE).

Avances del Programa de Difusión y Capacitación, conforme a lo siguiente:

Durante el mes de junio del 2017 se inició la aplicación del Programa de Difusión y Capacitación, con los siguientes resultados:

Corporativo Instructores

CORPORATIVO (Magna Sur y Don Manuelito)

126 22 16 15 31 14 -

GCIAS. CTROL. RECIONAL (8), CENAL Y CENALTE

1 1 1 39 170 - 11

TOTAL POR CURSO 127 23 17 54 201 14 11

ÁreaCódigo

de Ética(OIC)

Código deConducta

(OIC)Conferencia Ética (UEEPCI)

Conferencia de Prevención

de Conflicto de Interés (UEEPCI)

Curso en línea de Ética Pública

(CEVINAI-INAI)

Conferencia de Ética, Valores, Anticorrupción

(Secretario Ejecutivo CEPCI)

Nombramiento de la Persona Consejera ante INMUJERES: Lic. Yanet Elizabeth González Cáceres, Supervisora de la Unidad de Comunicación Social y de dos miembros del CEPCI; Lic. Nadia Karina Bermúdez Corral y Mtro. Pedro Paulo Baeza Rodríguez, por lo que se actualiza el Directorio del CEPCI.

Seguimiento al Tablero de Control de la UEEPCI para la Evaluación Integral 2017 de los Comités de Ética y prevención de Conflictos de Interés emitido por la SFP, conforme a lo siguiente:

El Directorio de los Integrantes del CEPCI con valor en puntos de 6, el Código de Conducta con valor en puntos de 16, el Procedimiento para someter denuncias con valor en puntos de 10, el Protocolo para



atención de denuncias con valor en puntos de 10, todas las acciones programadas para el 30 de junio de 2016 se llevaron a cabo conforme a las fechas establecidas, por lo que se atienden al 100%.

Se informa de la revisión realizada por parte de la UEEPCI de la SFP al ACUERDO publicado en el DOF el 20/08/2015 y su modificación del 2/09/2016, derivado de la próxima entrada en vigor de la Ley General de Responsabilidades Administrativas el 19/07/2017.

Segunda Sesión Extraordinaria (29/septiembre/2017)

Actualización y publicación de las Bases para la integración, organización y funcionamiento del Comité de Ética y de Prevención de Conflictos de Interés del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), mismas que fueron armonizadas con el ACUERDO por el que se modifica el diverso que tiene por objeto emitir el Código de Ética de los servidores públicos del Gobierno Federal, las Reglas de Integridad para el ejercicio de la función pública, y los Lineamientos generales para propiciar la integridad de los servidores públicos y para implementar acciones permanentes que favorezcan su comportamiento ético, a través de los Comités de Ética y de Prevención de Conflictos de Interés publicado en el Diario Oficial de la Federación el 22 de agosto de 2017.

Actualización y publicación del Protocolo de Atención al incumplimiento del Código de Ética, Código de Conducta del Centro Nacional de Control de Energía y las Reglas de Integridad para el ejercicio de la función pública, que integra el Procedimiento para la presentación y atención de las denuncias por presunto incumplimiento al Código de Ética, Código de Conducta del CENACE y las Reglas de Integridad para el ejercicio de la función pública, el cual fue armonizado con el ACUERDO por el que se modifica el diverso que tiene por objeto emitir el Código de Ética de los servidores públicos del Gobierno Federal, las Reglas de Integridad para el ejercicio de la función pública, y los Lineamientos generales para propiciar la integridad de los servidores públicos y para implementar acciones permanentes que favorezcan su comportamiento ético, a través de los Comités de Ética y de Prevención de Conflictos de Interés publicado en el Diario Oficial de la Federación el 22 de agosto de 2017.

Tercera Sesión Ordinaria (21/noviembre/2017)

Se impartió el Curso-Taller Ejecutivo “Código de Ética de los Servidores Públicos de la Administración Pública Federal y Código de Conducta del CENACE”, a la Alta Dirección y puestos de mando del CENACE, los días 18,19 y 20 de octubre conforme a lo siguiente:

Fecha Nombre del Curso Participantes

18/10/17 Código de Ética de los Servidores Públicos de la Administración Pública Federal 11



19/10/17 Código de Ética de los Servidores Públicos de la Administración Pública Federal y Código de Conducta del CENACE

12

20/10/17 Código de Ética de los Servidores Públicos de la Administración Pública Federal y Código de Conducta del CENACE

12

03/11/17 Código de Ética de los Servidores Públicos de la Administración Pública Federal 8

Avances del Programa de Capacitación y Difusión.

Se continuó con la aplicación del Programa de Capacitación en el CENACE mediante cursos, talleres y conferencias en materia de Ética, Conducta y Prevención de Hostigamiento y Acoso Sexual, al 21 de noviembre del 2017 con los siguientes resultados:

CorporativoGcias. Control

RegionalInstructores

CORPORATIVO (Magna Sur y Don Manuelito)

169 22 16 15 142 47 - -

GCIAS. CTROL. REGIONAL (8), CENAL Y CENALTE

273 1 1 39 205 51 146 11

TOTAL POR CURSO 442 23 17 54 347 98 146 11

ÁreaCódigode Ética

(OIC)

Conferencia Ética (UEEPCI)

Conferencia de Prevención

de Conflicto de Interés

(UEEPCI)

Curso en línea de Ética Pública

(CEVINAI-INAI)

Conferencia de Ética, Valores, Anticorrupción

(Secretario Ejecutivo

Código deConducta

(OIC)

En cuanto a la difusión, la Unidad de Comunicación Social envió vía correo electrónico 10 Boletines Institucionales del 19 de julio al 15 de noviembre del 2017, enfatizando la Campaña ¡Soy ético, orgullosamente CENACE! Asimismo, se emitieron Comunicados Institucionales mediante los cuales se le convocó al personal del CENACE a participar en los cursos, conferencias, talleres y demás actividades que se realizan para fortalecer su conocimiento de la normativa y mejores prácticas en la materia y continuar construyendo una CULTURA DE ÉTICA E INTEGRIDAD PÚBLICA.

El seguimiento al Tablero de Control para la Evaluación del Cumplimiento 2017 establecido por la

Unidad de Ética, Integridad Pública y Prevención de Conflictos de Intereses (UEIPPCI) se detalla en la siguiente tabla:

Temas Valor

(puntos) Fecha de Cumplimiento

Estatus

Informe Anual de Actividades 2016/ Acta de Integración del CEPCI

14 31/01/2017 100%



Temas Valor (puntos)

Fecha de Cumplimiento

Estatus

Directorio de los Integrantes del CEPCI 6 28/02/2017 30/06/2017 27/10/2017

100% 100% 100%

Bases de Integración, Organización y Funcionamiento

8 31/03/2017 Aprobación: 29/09/2017 Incorporación al Sistema: 05/10/2017

100% 100%

Programa Anual de Trabajo 2017 (PAT) 14 Aprobación: 31/03/2017 Incorporación al Sistema: 28/04/2017

100% 100%

Indicadores de Cumplimiento 6 31/03/2017 100%

Código de Conducta 16 30/06/2017 100%

Procedimiento para someter denuncias 10 30/06/2017 Aprobación: 29/09/2017 Incorporación al Sistema: 05/10/2017

100% 100%

Protocolo de atención a denuncias 10 30/06/2017 Aprobación: 29/09/2017 Incorporación al Sistema: 05/10/2017

100% 100%

Cuestionarios electrónicos de temas de la UEEPCI

6 17/11/2017 100%

Gestión del CEPCI 10 Conforme al PAT y calendario de sesiones de cada CEPCI

En proceso

Total 100

Informe sobre el “Cuestionario de percepciones sobre el cumplimiento del Código de Ética de los

servidores públicos del Gobierno Federal y sobre los temas de Ética, Integridad Pública y Prevención de Conflictos de Interés”.

Acorde a la cantidad de respuestas válidas, la UEIPPCI calculó el siguiente indicador preliminar, obteniendo un promedio de evaluación general a los principios y valores en el CENACE de 9.0098.



Informe sobre la Cédula de Evaluación Preliminar del Cumplimiento 2017 por parte de la UEIPPCI, el cual al 27 de octubre de 2017 obtuvo de manera preliminar:

Informe sobre la firma del Acuerdo de Confidencialidad por parte de los miembros del Comité. Los miembros del CEPCI requisitaron y suscribieron el Acuerdo de Confidencialidad en cumplimiento al Protocolo de atención al incumplimiento del Código de Ética, Código de Conducta del Centro Nacional de Control de Energía y las Reglas de Integridad para el ejercicio de la función pública aprobado por el CEPCI en su Segunda Sesión Extraordinaria celebrada el 29 de septiembre del 2017.

Actualización y publicación del Código de Conducta del Centro Nacional de Control de Energía conforme a las recomendaciones emitidas por la Unidad de Ética, Integridad Pública y Prevención de Conflictos de Intereses (UEIPPCI) de la Secretaría de la Función Pública (SFP), dicho marco normativo fue aprobado por el Director General del CENACE.

Resultados del Programa de Capacitación y Difusión.

CAPACITACIÓN

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

En total durante el ejercicio del 2017 se aplicaron cursos, talleres y conferencias en materia de Ética, Integridad, Conducta y Prevención de Hostigamiento y Acoso Sexual a poco más de 500 personas servidoras



públicas del CENACE abarcando el Corporativo, Centro Nacional de Control, Centro Nacional de Control Alterno y las Gerencias de Control Regional, como a continuación se detalla:

DIFUSIÓN

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

Quincenalmente la Jefatura de Unidad de Comunicación Social distribuyó vía correo electrónico el boletín “En línea contigo” donde se difunde la campaña “Soy ético, orgullosamente CENACE”, se emitieron 14 Boletines Institucionales electrónicos “En línea contigo” enfatizando la Campaña ¡Soy ético (a), orgullosamente CENACE!

Asimismo, se remitieron 11 Comunicados Institucionales mediante los cuales se convocó al personal del CENACE a participar en los cursos, conferencias, talleres y demás actividades realizadas para fortalecer su conocimiento de la normativa y mejores prácticas en la materia y continuar construyendo una Cultura de Ética e Integridad Pública.

Resultados del cuestionario de percepción sobre el cumplimiento del Código de Ética de los Servidores Públicos del Gobierno Federal 2017

El resultado final fue de 1319 respuestas válidas al 22 de noviembre de 2017, lo que representó un 92% de participación por parte del personal del CENACE.

A continuación, se detallan los resultados obtenidos del Cuestionario de Percepción sobre el Cumplimiento del Código de Ética 2017 de las respuestas emitidas por el personal que integra el CENACE que en promedio fueron más altos que los obtenidos por la APF y el sector energético:



Evaluación del cumplimiento del CEPCI del CENACE 2017 conforme al Tablero de Evaluación Integral del Cumplimiento 2017

El CEPCI del CENACE obtuvo la escala más alta con un total de 108 puntos en la Evaluación del Cumplimiento 2017 que proporciona la Unidad de Ética, Integridad Pública y Prevención de Conflictos de Intereses (UEIPPCI) de la Secretaría de la Función Pública (SFP), conforme a lo siguiente:

COMITÉ DE BIENES MUEBLES El Comité de Bienes Muebles del CENACE durante 2017 llevó a cabo las siguientes reuniones:



Comité N° de Sesiones

Ordinarias Extraordinarias

Comité de Bienes Muebles 2 1 1

Derivado de las sesiones que llevo a cabo el CBM durante 2017, permitieron instrumentar las bases y lineamientos internos para mejorar la administración de los bienes y reforzar las medidas tendientes al control de estos, en un marco de eficiencia, eficacia, economía, transparencia y honradez y a efecto de dar cumplimiento con lo establecido por la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, la Ley General de Bienes Nacionales y demás ordenamientos aplicables en la materia.

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

RÁPIDA, ESTUDIO DE INSTALACIONES, ESTUDIOS DE SERVICIOS DE TRASMISIÓN (PORTEO), SOLICITUDES DE

CONTRATO DE INTERCONEXIÓN, INGRESADOS, ACEPTADOS, ATENDIDOS, CANCELADOS E INCUMPLIDOS EN EL

PERIODO DE JULIO A DICIEMBRE DE 2017 Y SU COMPARATIVO EN RELACIÓN CON EL MISMO PERIODO DE 2016,

ASÍ COMO LOS QUE QUEDARON EN PROCESO AL CIERRE DEL SEGUNDO SEMESTRE DE 2017.

Interconexión

Tipo de Estudio Ingresadas Atendidas Canceladas Incumplidas Proceso Ingresadas Atendidas Canceladas Incumplidas ProcesoIndicativo 227 133 24 5 65 205 165 12 1 27Impacto en el Sistema 134 68 19 1 46 176 81 33 2 60Impacto Versión Rapida 37 18 15 1 3 18 7 2 3 6Instalaciones 95 62 1 1 31 89 57 6 2 24Contrato de Interconexión 114 53 15 2 44 93 54 20 1 18Proceso de Planeación 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Total de Estudios 607 334 74 10 189 581 364 73 9 135

Julio - Diciembre 2016 Julio - Diciembre 2017

Conexión

Tipo de Estudio Ingresadas Atendidas Canceladas Incumplidas Proceso Ingresadas Atendidas Canceladas Incumplidas ProcesoIndicativo 66 45 9 1 11 53 30 12 2 9Impacto en el Sistema 47 28 7 0 12 37 26 4 0 7Instalaciones 34 26 2 0 6 39 27 2 0 10Contrato de Interconexión 23 9 5 2 7 29 21 2 0 6Proceso de Planeación 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Total de Estudios 170 108 23 3 36 158 104 20 2 32

Julio - Diciembre 2016 Julio - Diciembre 2017

Comparativa 2016 vs 2017



Interconexión

Tipo de Estudio Ingresadas Atendidas Canceladas Incumplidas ProcesoIndicativo -22 32 -12 -4 -38Impacto en el Sistema 42 13 14 1 14Impacto Versión Rapida -19 -11 -13 2 3Instalaciones -6 -5 5 1 -7Contrato de Interconexión -21 1 5 -1 -26Proceso de Planeación 0 0 0 0 0Total de Estudios -26 30 -1 -1 -54


Conexión

Tipo de Estudio Ingresadas Atendidas Canceladas Incumplidas ProcesoIndicativo -13 -15 3 1 -2Impacto en el Sistema -10 -2 -3 0 -5Instalaciones 5 1 0 0 4Contrato de Interconexión 6 12 -3 -2 -1Proceso de Planeación 0 0 0 0 0Total de Estudios -12 -4 -3 -1 -4


ESTUDIOS DE SERVICIOS DE TRANSMISIÓN (PORTEO)

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

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

El 23 de marzo de 2016, la Comisión Regulara de Energía (CRE) confirmó al CENACE la vigencia de las metodologías aprobadas en su oportunidad por la CRE para la determinación de los cargos del Servicio de Transmisión, mismas que fueron utilizadas por CFE hasta la entrada en vigor del decreto de creación del CENACE y que le corresponde al CENACE aplicarlas con los derechos correspondientes.

A partir del 23 de marzo de 2016, el CENACE determina el costo del estudio para el cálculo de los cargos del Servicio de Transmisión a los permisionarios que lo soliciten y realiza el cobro por los mismos. El costo total del estudio está integrado por dos componentes: en la Red Nacional de Transmisión y en las



Redes Generales de Distribución.

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

Metodologías utilizadas para el cobro de los estudios.

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

Metodologías utilizadas para la determinación de los cargos del Servicio de Transmisión.

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

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

En el periodo julio-diciembre de 2017, se recibieron 52 solicitudes para la determinación de los cargos del Servicio de Transmisión: 21 corresponden a centrales de generación convencionales, 31 a fuente de energía renovable o cogeneración eficiente. Del total de solicitudes, 30 están atendidas y 22 en proceso.

Cabe mencionar que en el periodo mencionado se atendieron 28 solicitudes con ingreso en periodos previos, 6 están pendientes de pago por parte de los permisionarios y se cancelaron 2 por falta pago.

En el Anexo 3 se relacionan las empresas que solicitaron cargos del Servicio de Transmisión en el periodo mencionado. El monto total por concepto de estudios atendidos en este periodo asciende a $ 29,316,831 (sin IVA) de los cuales $ 7,296,217 corresponden al CENACE y $ 22,020,614 a CFE Distribución.

Se llevo a cabo la conciliación de los servicios de ingeniería prestados por CFE Distribución al CENACE en 2017 para la atención de solicitudes de conexión de centro de carga, interconexión de centrales eléctricas y Servicios de Transmisión.

Si bien se concluyó por parte del CENACE la propuesta de un Convenio Específico para el 2017 no se llevó a cabo su celebración, por recomendación jurídica de CFE Distribución y dada la separación legal de CFE



(de conformidad con los Términos para la estricta separación legal de la CFE publicados por la SENER en el DOF del 11 de enero de 2016) se celebrará un Contrato de servicios en términos de la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público. Una vez que se acuerden los términos de la contratación se celebrará el Contrato correspondiente.

En el proceso de Auditoría 434 “Ingresos y Egresos relacionados con la Operación del MEM”, con motivo de la fiscalización a la Cuenta Pública 2016 que efectuó la Auditoría Superior de la Federación (ASF) al CENACE, se atendieron los requerimientos del ente fiscalizador respecto al Servicio de Transmisión, en los plazos establecidos y al cierre de la Auditoría sin tener observaciones por parte de la ASF.

ESTUDIOS DE INTERCONEXIONES DE CENTRALES ELÉCTRICAS Y CONEXIONES CENTROS DE CARGA



El artículo 33 fracción II de la Ley de la Industria Eléctrica establece que el CENACE está obligado a definir las características específicas de la infraestructura requerida para realizar la interconexión o conexión, a solicitud del representante de la Central Eléctrica o del Centro de Carga.

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

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

Durante el periodo de julio a diciembre de 2017, el CENACE atendió en total de cada tipo de estudio:

Indicativo 195Impacto en el Sistema 107Impacto Versión Rapida 7Instalaciones 84

No. Estudios Atendidos

Tipo de Estudio

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

El 28 de abril de 2017, el CENACE publicó la Convocatoria para la Tercer Subasta de Largo Plazo del 2017 y el 27 de junio de 2017 difundió en su portal de Internet las Bases de Licitación Finales correspondientes.

La operación de la Cámara de Compensación para esta Tercer Subasta de Largo Plazo es de vital relevancia, ya que da la oportunidad de que participen Compradores Potenciales diferentes al Suministrador de Servicios Básicos y que la competitividad de los participantes del mercado se potencialice dando apertura a más interesados en participar en el Mercado Eléctrico Mayorista.

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



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

Del 12 al 22 de septiembre se presentaron las solicitudes de precalificación de las Ofertas de Venta Técnicas con el objetivo de que el CENACE evaluara las capacidades legal, financiera y técnica y de ejecución, finalmente el 31 de octubre de 2017 el CENACE publico la lista de los 50 licitantes que contaban con Constancias de Precalificación, documento que les da la oportunidad de presentar Oferta de Venta Económica.

El 8 y 13 de noviembre se presentaron la primer y segunda etapa de la Oferta de Venta Económica respectivamente y el 15 de noviembre se llevó a cabo el evento publico donde se ejecutó el modelo de enteros mixtos, en dicho evento se contó con la participación del Secretario de Energía, Comisionados de la CRE, el director del CENACE, así como representantes de las empresas que participaron en la Subasta de Largo Plazo en la modalidad de Comprador y Vendedor, finalmente el fallo se publicó el 22 de noviembre de 2017.

La Subasta de Largo Plazo 2017 obtuvo precios altamente competitivos internacionalmente con un precio promedio de 20.57Dolares por MwHr; La inversión que se espera es de cerca de 2 mil 400 millones de dólares, para construir 15 nuevas centrales de energías limpias en ocho estados: nueve solares, cinco eólicas y una de turbogas, que añadirán al Sistema Eléctrico Nacional 2 mil 562 megawatts. Entre estos proyectos, prevalece la energía fotovoltaica, seguida de la eólica, tecnologías de gran relevancia en la infraestructura eléctrica del país.

Se tiene previsto que los Contratos de Cobertura entre Compradores y la Cámara de Compensación y Vendedores y la Cámara de Compensación sean firmados en el mes de abril de 2018.

M) MERCADO DE CERTIFICADOS DE ENERGÍAS LIMPIAS(CEL)

Se ha Iniciado Reuniones de trabajo entre CENACE, CRE y SENER para definir el alcance del Manual del Mercado de Certificados de Energías Limpias, se prevé que para el segundo semestre del año 2018 se tenga publicado el Manual para que el CENACE ejecute por primera vez el Mercado de CEL en el primer trimestre de 2019.

N) PRIMER SUBASTA DE MEDIANO PLAZO

El 12 de junio de 2017, se publicó en el Diario Oficial de la Federación el Manual de Subastas de Mediano Plazo.



El día 15 de agosto de 2017, se lazó por primera vez en México la convocatoria a la primer Subasta de Mediano Plazo 2017, dirigida a los Suministradores de Servicios Básicos interesados en adquirir con anticipación la Potencia y energía eléctrica que será consumida por los Usuarios de Suministro Básico, a fin de reducir o eliminar su exposición a los precios de estos productos en el corto plazo (3 años). Lo anterior, sin perjuicio de que las otras Entidades Responsables de Carga y los Generadores participen en dichas subastas con otros objetivos.

La Subasta de Mediano Plazo tiene como objetivo:

Permitir a los Suministradores de Servicios Básicos celebrar Contratos de Cobertura Eléctrica en forma competitiva y en condiciones de prudencia, para que satisfagan las necesidades de Potencia y Energía en el mediano plazo, así como cumplir con los requisitos de cobertura eléctrica que establezca la CRE;

Permitir a cualquier Participante de Mercado celebrar Contratos de Cobertura Eléctrica para adquirir Productos de Potencia y/o de Energía;

Permitir a los Generadores presentar Ofertas de Venta de Productos de Energía a fin de reducir o eliminar su exposición a los precios de estos productos en el corto plazo, y presentar Ofertas de Venta de Productos de Potencia que no tengan comprometida;

Permitir que los Comercializadores no Suministradores presenten Ofertas de Venta de Productos de Energía que sirvan de cobertura eléctrica para las Entidades Responsables de Carga;

Permitir a cualquier Participante del Mercado presentar Ofertas de Venta de Productos de Potencia y Energía correspondientes a sus excedentes de Potencia y Productos de Energía.

Al 31 de diciembre de 2017 las actividades principales realizadas de esta primera subasta de Mediano Plazo 2017, son las siguientes;

ACTIVIDAD FECHA O PERIODO

Publicación de la Convocatoria de la Subasta 15 de agosto de 2017 Periodo de Pagos: Solicitud de Registro de Comprador Potencial

Del 30 de agosto de 2017 Hasta el 27 de octubre de 2017

Publicación de Datos Pre-Subasta 22 de agosto de 2017

Publicación de la versión preliminar de las Bases de Licitación 29 de agosto de 2017

Primera sesión de capacitación: registro y uso de sitio 04 de septiembre de 2017



Junta de Aclaraciones: Periodo de Preguntas Bases de Licitación Periodo de Preguntas Modelo de Contrato Publicación de Respuestas a Preguntas Periodo de Repreguntas Publicación de Respuestas a Repreguntas

FECHAS LÍMITES: Del 18 al 21 de septiembre de 2017 22 de septiembre de 2017 29 de septiembre de 2017 02 de octubre de 2017 09 de octubre de 2017

Publicación de la versión final de las Bases de Licitación 25 de octubre de 2017

Segunda sesión de capacitación: Presentación de Ofertas de Compra

31 de octubre de 2017

Presentación de la Solicitud de registro como Comprador Potencial (Todas las ERC)

Del 02 al 03 de noviembre de 2017

Evaluación por parte del CENACE a solicitudes de registro como Compradores Potenciales

Del 06 al 28 de noviembre de 2017

Presentación al CENACE de las ofertas de compra Del 21 al 22 de diciembre de 2017

El Fallo de la Subasta está programado para realizarse en el primer trimestre del año 2018 y la entrega de producto iniciaría en el segundo trimestre del mismo año.

O) MERCADO DE BALANCE DE POTENCIA

El día 28 de febrero de 2017, se ejecutó por primera vez en México el Mercado para el Balance de Potencia, uno de los mercados que integran el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), donde se liquidaron más de 54,000 millones de pesos, correspondientes a más de 42,000 MW. La Comisión Reguladora de Energía (CRE), con base en la política de confiabilidad emitida por la Secretaría de Energía, estableció los requisitos para que cada Entidad Responsable de Carga (ERC) adquiera una cantidad de Potencia suficiente para cubrir la demanda de los Centros de Carga que representa, más un margen. La compra de Potencia por cada ERC individual asegura que el sistema eléctrico en su totalidad cuente con una capacidad de generación suficiente.

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

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

El Mercado para el Balance de Potencia está diseñado para calcular precios que reflejan el valor de la Potencia. Cuando el sistema eléctrico cuenta con menos capacidad de generación que el óptimo, el precio de Potencia aumenta; cuando el sistema eléctrico cuenta con más capacidad de generación que el óptimo, el precio de



Potencia baja. De esta manera, el Mercado de Balance de Potencia fomenta la instalación de la cantidad eficiente de Centrales Eléctricas.

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

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

A continuación, se muestran los resultados del Mercado para el Balance de Potencia ejecutado en febrero 2017.

Las 100 Horas Críticas identificadas para cada Zona de Potencia: F

Fuente: Unidad de Planeación y Derechos de Transmisión

Valores Indicativos de la Reserva de Planeación Eficiente de cada Sistema Interconectado

Zonas de Potencia En términos de Margen de Reserva

(VIRPe-MR)

En términos de Requisito de Potencia

(VIRPe-RP) f/

Nacional 21.3% 15.3% Baja California d/ 20.9% 16.4%g/

Baja California Sur d/ 35.0%e/ 32.7% Fuente: Política de confiabilidad SENER. d/ Los valores indicativos sólo aplican mientras las Zonas de Potencia no estén interconectadas con el Sistema Interconectado Nacional. e/ Se toma en cuenta el criterio de reserva de la capacidad total de las cuatro unidades mayores para atender la demanda del sistema. f/ El VIRPe-RP permite el uso de dicho valor directamente en la Resolución Núm. RES/916/2015, publicada por la CRE en el Diario Oficial de la Federación el 14 de enero de 2016, para el cálculo de requisitos de Potencia. g/ Para evaluar la función que determine el requisito mínimo de adquisición de Potencia que las Entidades Responsables de Carga señalada en la Resolución RES/916/2015 de la Comisión Reguladora de Energía, se deberá observar la siguiente trayectoria del VIRPe-RP para la Zona de Potencia de Baja California: 2016 de 7.8%, 2017 de 10.0%, 2018 de 12.1%, 2019 de 14.3% y 2020 de 16.4%.

Tecnología de Generación de Referencia.

VALOR/FECHAS

BCS BCA SIN

04-JUL AL 28-OCT

20-JUN AL 31-AGO

23-MAY AL 20-SEP

MÁXIMO 428.51 MW 2,556.00 MW 39,746.91 MW

MÍNIMO 402.00 MW 2,370.94 MW 38,681.64 MW

PROMEDIO 409.23 MW 2,428.88 MW 39,022.65 MW



Sistema Tecnología Capacidad [MW]

Costos Fijos Nivelados pesos/MW-año

(USD/MW-año)

IMTGR pesos/MW-año (USD/MW-año)

SIN

Turbogás Industrial Gas 186.5 2,245,082.336 1,437,382.564 (109,432.936) (77,431.888)

BCA Turbogás industrial gas 186.5

1,857,699.339 377,550.719 (90,550.573) (20,079.761)

BCS

Turbogás Aeroderivada Diésel

42.3 3,076,567.616 670,402.826 (149,962.351) (36,081.579)

Fuente: Unidad de Planeación y Derechos de Transmisión.

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

Zona de Potencia

Ofertas de Venta de Potencia

[MW año]

Ofertas de Compra de Potencia

[MW año]

Cantidad de Potencia Eficiente adquirida

[MW año] SIN 39,374.44 36,944.29 2,430.15

BCA 2,430.46 2,347.24 83.21

BCS 551.18 448.30 102.88 Fuente: Unidad de Planeación y Derechos de Transmisión.

Precios de Cierre de Potencia y Precios Netos de Potencia.

Zona de Potencia

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

Precio Neto de Potencia [Pesos/MW-año]

Precio unitario para el Cargo por el Aseguramiento de Potencia [Pesos/MW]

SIN 2,644,706.992 1,207,324.428 1,207,324.428

BCA 2,885,007.073 2,507,456.354 2,507,456.354

BCS 1,910,548.490 1,240,145.664 1,240,145.664 Fuente: Unidad de Planeación y Derechos de Transmisión.

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

Zona de Potencia

Monto total por liquidarse por Potencia (pesos)

SIN 47,537,724,820

BCA 6,094,262,340

BCS 683,549,687 Fuente: Unidad de Planeación y Derechos de Transmisión.



P) DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN LEGADOS

El 30 de noviembre de 2016 se realizó la primera asignación anual de los Derechos Financieros de Transmisión Legados a partir del uso Histórico de la red de Transmisión que realizaron titulares de Contratos de Interconexión Legados (CILs) y Suministradores de Servicios Básicos (SSBs) en el periodo del 12 de agosto de 2012 al 11 de agosto de 2014. En este sentido, los Participantes de Mercado que resultaron acreedores con Derechos Financieros de Transmisión en 2016 Legados fueron CFE Suministrador de Servicios Básicos y el Generador de Intermediación, en donde este último es el representante directo de los titulares de CILs en el Mercado Eléctrico Mayorista.

La asignación de Derechos Financieros de Transmisión Legados que el Centro Nacional de Control de Energía realizó en 2016 continúo fija hasta el 30 de noviembre de 2017, debido a que no se habían publicado los contratos Legados para las Centrales Eléctricas Legadas del Suministrador de Servicios Básicos. El 25 de agosto de 2017 se publica en el Diario Oficial de la Federación los “Términos, plazos, criterios, bases y metodologías de los Contratos Legados para el Suministro Básico y mecanismos para su evaluación”; documento que establece las fechas de vigencias de los contratos legados para las Centrales Eléctricas Legadas del Suministro Básico y que resulta en un insumo importante para realizar la asignación mes con mes hasta el año 2035.

El 30 de noviembre de 2017 el Centro Nacional de Control de Energía publica los primeros resultados del recálculo mensual producto de la adición y/o retiros de Centros de Carga, en este sentido a partir de esta fecha se lleva la gestión de la información mensual para realizar los recálculos hasta el 2035.

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



II. SITUACIÓN FINANCIERA.

ESTADO DE SITUACIÓN FINANCIERA AL 30 DE JUNIO DE 2017 Y 2016 OPD6

JUNIO 2017 DICIEMBRE 2016 % Abs JUNIO 2017 DICIEMBRE 2016 % AbsACTIVO PASIVO

Circulante Corto plazoEfectivo, bancos e inversiones 1,133.4$ 604.0$ 54.2 Proveedores y Contratistas 56.0$ 10.2$ 2.7Cuentas por cobrar M.E.M. 120.2 90.1 5.8 Impuestos Retenidos y Derechos 43.3 47.5 2.1Deudores Diversos 0.8 5.1 0.0 Impuesto al Valor Agregado cobrado 45.6 - 2.2IVA Acreditable 4.6 9.9 0.2 ISR Remanente Distribuible 27.4 50.6 1.3Funcionarios y empleados 1.5 - 0.1 Empleados 85.1 57.5 4.1Anticipos a cuenta de gastos 0.2 - 0.0 Otros pasivos 19.8 15.3 0.9

Total Activo Circulante 1,260.7 709.1 60.3 Beneficios a los empleados 172.6 141.9 8.4Total Pasivo Corto Plazo 449.8 322.9 21.5

Largo PlazoNo circulante Beneficios a los empleados 400.3 400.3 19.2

Fijo Total Pasivo a Largo 400.3 400.3 19.2Propiedades y Equipo 929.7 929.6 44.5 Total Pasivo 850.1 723.3 40.7Depreciación Acumulada (210.2) (171.3) (10.1)

Total Neto en Operación 719.5 758.3 34.4 PATRIMONIOAportaciones 1,082.3 1,054.5 51.8

Total Activo Fijo (Neto) 719.5 758.3 34.4 Transferencia de recursos de CFE - 27.8 0.0Superávit por revaluación 283.1 283.1 13.5Resultado de Ejercicios Anteriores (511.8) (511.8) (24.5)

Activo Intangible 109.4 109.4 5.2 Resultado del Ejercicio 386.3 0.0 18.5Neto Activo Intangible 109.4 109.4 5.2 Total Patrimonio 1,239.9 853.5 59.3

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

2017 2016

Bienes inmuebles en Comodato. - -

Mercado Eléctrico Mayorista (Activo) 24,400.5 10,324.8 Mercado Eléctrico Mayorista (Pasivo) (24,382.6) (10,251.5)

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

Beneficios a los Empleados. 5,916.8 5,916.8

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

Cuentas de Orden Contables

6 Organismo Público Descentralizado



DICIEMBRE 2017 % Abs DICIEMBRE 2016 % Abs DICIEMBRE 2017 % Abs DICIEMBRE 2016 % AbsACTIVO PASIVO

Circulante Corto plazoEfectivo, bancos e inversiones 964.7$ 45.0 604.0$ 38.3 Proveedores y Contratistas 69.0$ 3.2 10.2$ 0.6Cuentas por cobrar M.E.M. 111.6 5.2 90.1 5.7 Impuestos Retenidos y Derechos 47.0 2.2 47.5 3.0Deudores Diversos 16.0 0.7 5.1 0.3 Impuesto al Valor Agregado cobrado 7.8 0.4 - - IVA Acreditable 37.4 1.7 9.9 0.6 ISR Remanente Distribuible 77.9 3.6 50.6 3.2Funcionarios y empleados 0.1 - - - Empleados 73.9 3.4 57.5 3.6Anticipos a cuenta de gastos - - - - Otros pasivos 20.9 1.0 15.3 1.0

Total Activo Circulante 1,129.8 52.6 709.1 45.0 Beneficios a los empleados 166.0 7.7 141.9 9.0Total Pasivo Corto Plazo 462.5 21.7 322.9 20.6

Largo PlazoNo circulante Beneficios a los empleados 829.4 38.6 400.3 25.3

Fijo Total Pasivo a Largo 829.4 38.6 400.3 25.3Propiedades y Equipo 1,154.4 53.8 929.6 59.0 Total Pasivo 1,291.9 60.2 723.2 45.9Depreciación Acumulada (249.7) (11.6) (171.3) (10.9)

Neto activo fijo en Operación 904.7 42.2 758.3 48.1 PATRIMONIOAportaciones 1,082.3 50.4 1,054.5 66.9

Activo Fijo (Neto) 904.7 42.2 758.3 48.1 Transferencia de recursos de CFE - - 27.8 1.8Superávit por revaluación 283.1 13.2 283.1 18.0Resultado de Ejercicios Anteriores (511.8) (23.9) (511.8) (32.5)

Activo Intangible 111.0 5.2 109.4 6.9 Resultado del Ejercicio - 0.0 - 0.0Neto Activo Intangible 111.0 5.2 109.4 6.9 Total Patrimonio 853.6 39.8 853.6 54.1

Total Activo no Circulante 1,015.7 47.4 867.7 55.0

Total Activo 2,145.5 100.0 1,576.8$ 100.0 Total Pasivo y Patrimonio 2,145.5$ 100.0 1,576.8$ 100.0

DICIEMBRE 2017 DICIEMBRE 2016

Bienes inmuebles en Comodato. - -

Mercado Eléctrico Mayorista (Activo) 16,449.1 10,324.8 Mercado Eléctrico Mayorista (Pasivo) (16,406.5) (10,251.5)

Mercado Eléctrico Mayorista (Patrimonio) (42.6) (73.3)

Beneficios a los Empleados. 8,086.2 5,916.8

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

Cuentas de Orden Contables

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

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

Ingresos 1,437.6$ 100.0 1,058.3$ 100.0

Costos de Operación 952.1 66.2 746.0 70.5

Provisión de costo laboral 86.2 6.0 34.6 3.3

Resultado de Operación 399.4 27.8 277.7 26.2

Transferencias corrientes - - - -

Resultado después de Transferencias Corrientes 399.4 27.8 277.7 26.2

Depreciación 38.9 2.7 28.4 2.7

Remanente de operación 360.5 25.1 249.3 23.6

Productos ajenos a la operación 0.1 0.0 1.2 0.1

Resultado antes de Costo Financiero 360.6 25.1 250.4 23.7

Productos financieros 26.4 1.8 3.7 0.4

Gastos financieros 0.7 0.1 7.7 0.7Neto, Productos Financieros 25.7 1.7 (4.0) (0.3)

Resultado del Ejercicio 386.3$ 26.8 246.5$ 23.4

ESTADO DE RESULTADOS Por los periodos de seis meses que terminaron el 30 de junio de 2017 y 2016

(CIFRAS EN MILLONES DE PESOS)



DICIEMBRE 2017 % Var.Rel.Ing. DICIEMBRE 2016 % Var.Rel.Ing.

Ingresos 3,083.1$ 100.0 2,574.9$ 100.0

Costos de Operación 2,477.6 80.4 1,896.2 73.6

Provisión de costo laboral 594.2 19.3 637.8 24.8

Resultado de Operación 11.3 0.4 40.9 1.6

Depreciación 78.4 2.5 55.6 2.2

Remanente de operación (67.1) 2.2- (14.7) 0.6-

(Gastos) productos ajenos a la operación (3.7) (0.1) 1.2 -

Resultado antes de Costo Financiero (70.8) 2.3- (13.5) 0.6-

Productos financieros 75.7 2.5 23.6 0.9

Gastos financieros 4.9 0.2 10.1 0.3 Neto, Productos Financieros 70.8 2.3 13.5 0.6

Resultado del Ejercicio -$ - -$ -

ESTADO DE RESULTADOS Por los periodos de doce meses que terminaron el 31 de diciembre de 2017 y 2016

(CIFRAS DICTAMINADAS EXPRESADAS EN MILLONES DE PESOS)

Explicación a variaciones al 31 de diciembre de 2017 y 31 diciembre 2016

(en millones)

ESTADO DE SITUACIÓN FINANCIERA.

El Centro Nacional de Control de Energía tiene un activo circulante por $1,129.8, que representa un incremento de 59.3%, respecto del saldo de diciembre de 2016 ($709.1). El monto se compone por $964.7 de efectivo, bancos e inversiones en papel gubernamental por los ingresos cobrados de la tarifa de operación, así como por las cuentas por cobrar de dicha tarifa por $111.6 y otros deudores por $53.5.

El activo fijo presenta un incremento neto de 19.3% ($904.7), respecto de diciembre de 2016 ($758.3); debido a adquisiciones de equipo periférico de cómputo, bienes de oficina, y los efectos acumulados de la depreciación de los edificios y bienes muebles. A diciembre de 2017, se hicieron adquisiciones de activo fijo (bienes de equipo de cómputo y oficina) por un monto de $226.4.

Del total de activo fijo neto, el 27.0% está representado por Terrenos y Edificios, el restante 73.0% está representado por mobiliario y equipo, equipo de cómputo, equipo de comunicación, equipo de transporte y la revaluación. El efecto de revaluación reconocido en el Estado de Situación Financiera fue por $283.1.



Al cierre de diciembre de 2017, el saldo del activo intangible asciende a $111.0, que corresponde a la adquisición de licencias, actualizaciones y servicios de mejoras al software.

El pasivo a corto plazo por $462.5 (21.6% del total) al 31 de diciembre de 2017, está representado por:

El saldo de Proveedores por $69.0 (14.9% del total), que corresponde a obligaciones de diversos pagos a terceros por servicios y adquisiciones de bienes. Del pasivo anterior se tiene la obligación con CFE-Distribución por $34.6 (50.1%), Mantenimiento General de Sistemas, S.C. por $20.0 (29.0%) y Osisoft LLC. por $7.4 (10.7%).

El 10.2% del pasivo está representado por los impuestos y derechos por pagar derivados de las obligaciones de sueldos y salarios ($47.0). El IVA cobrado por los ingresos de la tarifa del MEM representa el 1.7% del total ($7.8), mientras que la provisión de ISR por remanente distribuible por los gastos no deducibles representa el 16.8%.

El 15.9% del pasivo está representado por el saldo de Empleados que se conforma principalmente por las prestaciones acumuladas derivadas de las nóminas por pagar a empleados como son: provisión de fondo de ahorro, aportación al Recenace y aguinaldo, principalmente. Los otros pasivos por $20.9 (4.6%) están representados principalmente por IVA no cobrado de las cuentas por cobrar pendientes del MEM.

El Pasivo Laboral, derivado del cálculo del despacho actuarial, presenta en corto plazo un saldo de $166.0 (35.9% del total a corto plazo) y un saldo a largo plazo por $829.4 (38.7% del total pasivo-patrimonio).

Del total del pasivo-patrimonio, el 39.8% está representado por el patrimonio del CENACE al 31 de diciembre de 2017 ($853.6), que se integra principalmente por las aportaciones, capitalizaciones de los bienes muebles e inmuebles, reconocimiento de efectos de revaluación, así como por los resultados acumulados de ejercicios anteriores y del ejercicio.

En cuentas de orden al cierre del periodo, se reconoce un saldo de $16,449.1 y $8,086.2, por las operaciones del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y el pasivo laboral por Beneficios a los Empleados, respectivamente.

ESTADO DE RESULTADOS.

EXPLICACIÓN A VARIACIONES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2017 Y DE 2016

(en millones)

ESTADO DE SITUACIÓN FINANCIERA.

El Centro Nacional de Control de Energía tiene un activo circulante por $1,129.8, que representa un incremento de 59.3%, respecto del saldo de diciembre de 2016 ($709.1). El monto se compone por $964.7 de efectivo, bancos e inversiones en papel gubernamental por los ingresos cobrados de la tarifa de operación, así como por las cuentas por cobrar de dicha tarifa por $111.6 y otros deudores por $53.5.



El activo fijo presenta un incremento neto de 19.3% ($904.7), respecto de diciembre de 2016 ($758.3); debido a adquisiciones de equipo periférico de cómputo, bienes de oficina, y los efectos acumulados de la depreciación de los edificios y bienes muebles. A diciembre de 2017, se hicieron adquisiciones de activo fijo (bienes de equipo de cómputo y oficina) por un monto de $226.4.

Del total de activo fijo neto, el 27.0% está representado por Terrenos y Edificios, el restante 73.0% está representado por mobiliario y equipo, equipo de cómputo, equipo de comunicación, equipo de transporte y la revaluación. El efecto de revaluación reconocido en el Estado de Situación Financiera fue por $283.1.

Al cierre de diciembre de 2017, el saldo del activo intangible ascendió a $111.0, que corresponde a la adquisición de licencias, actualizaciones y servicios de mejoras al software.

El pasivo a corto plazo por $462.5 (21.6% del total) al 31 de diciembre de 2017, está representado por:

El saldo de Proveedores por $69.0 (14.9% del total), que corresponde a obligaciones de diversos pagos a terceros por servicios y adquisiciones de bienes. Del pasivo anterior se tiene la obligación con CFE-Distribución por $34.6 (50.1%), Mantenimiento General de Sistemas, S.C. por $20.0 (29.0%) y Osisoft LLC. por $7.4 (10.7%).

El 10.2% del pasivo está representado por los impuestos y derechos por pagar derivados de las obligaciones de sueldos y salarios ($47.0). El IVA cobrado por los ingresos de la tarifa del MEM representa el 1.7% del total ($7.8), mientras que la provisión de ISR por remanente distribuible por los gastos no deducibles representa el 16.8%.

El 15.9% del pasivo está representado por el saldo de Empleados que se conforma principalmente por las prestaciones acumuladas derivadas de las nóminas por pagar a empleados como son: provisión de fondo de ahorro, aportación al Recenace y aguinaldo, principalmente. Los otros pasivos por $20.9 (4.6%) están representados principalmente por IVA no cobrado de las cuentas por cobrar pendientes del MEM.

El Pasivo Laboral, derivado del cálculo del despacho actuarial, presenta en corto plazo un saldo de $166.0 (35.9% del total a corto plazo) y un saldo a largo plazo por $829.4 (38.7% del total pasivo-patrimonio).

Del total del pasivo-patrimonio, el 39.8% está representado por el patrimonio del CENACE al 31 de diciembre de 2017 ($853.6), que se integra principalmente por las aportaciones, capitalizaciones de los bienes muebles e inmuebles, reconocimiento de efectos de revaluación, así como por los resultados acumulados de ejercicios anteriores y del ejercicio.

En cuentas de orden al cierre del periodo, se reconoce un saldo de $16,449.1 y $8,086.2, por las operaciones del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y el pasivo laboral por Beneficios a los Empleados, respectivamente.

ESTADO DE RESULTADOS.



El organismo presentó, al cierre del ejercicio, ingresos contables por $3,083.1 ($2,574.9 el mismo periodo del año anterior), lo que representa un incremento del 19.7%; originado principalmente por la facturación de la tarifa de operación del mercado eléctrico, que representa el 88.0% ($2,726.1) del total de los ingresos. El restante 12.0% ($357.0) corresponde a ingresos por estudios de porteo, preregistro, capacitación y el proceso de subasta a largo y mediano plazo.

Los costos de operación al 31 de diciembre de 2017 por $2,477.6 ($1,896.2 en diciembre 2016), representan un incremento del 30.7% respecto del mismo periodo de 2016, derivado de las remuneraciones y prestaciones al personal $1,626.3 (65.6%); seguido de $839.0 (33.8%) en el grupo de servicios generales, mientras que materiales de mantenimiento y consumo representa $12.3 (0.5%).

A diciembre de 2017, el resultado del ejercicio, antes del costo financiero, es negativo en $(70.8) ($-13.5 en diciembre 2016), una vez considerado el costo de obligaciones laborales por $593.3, la depreciación de $78.4, y gastos ajenos por $3.7.

Se reconocieron en el ejercicio $70.8 ($13.5 en 2016) netos de productos financieros, derivados de la obtención de intereses devengados por las inversiones en papel gubernamental que se realizaron.

El resultado cifras preliminares no dictaminadas al 31 de diciembre de 2017 fue $0.0 ($0.0 en diciembre de 2016), debido principalmente al reconocimiento de ingresos por el cobro de la tarifa de operación a los participantes del Mercado Eléctrico Mayorista y a la aplicación del costo laboral por beneficios a los empleados, hasta por el monto favorable del ejercicio 2017 que fue de $429.1.

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



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

EN 2017. Los ingresos al 31 de diciembre de 2017 que se presentan en el estado de resultados por un importe de $3,083.1, están distribuidos en los siguientes conceptos de ingresos acumulados al cierre de ese ejercicio:

Concepto Monto % Ingresos obtenidos por la tarifa del MEM $2,726,063,200 88%

Ingresos de estudios de interconexión, de instalación, estudios de transmisión, principalmente. $189,401,217 6%

Ingresos obtenidos de estudios de impacto en la conexión del servicio eléctrico $120,427,469 4%

Ingresos obtenidos venta de subastas $47,183,737 2%

TOTAL DE INGRESOS EJERCICIO 2017 $3,083,075,623 100%

V. OBSERVACIONES DE INSTANCIAS FISCALIZADORAS. El estado de atención de las observaciones emitidas por las instancias fiscalizadoras al concluir el segundo semestre de 2017 es: 5 acciones emitidas por la Auditoría Superior de la Federación (ASF), 38 observaciones determinadas por el Órgano Interno de Control (OIC) y 1 por el Auditor Externo.

Ente Fiscalizador Generadas Solventadas En Proceso

2016 2017 2016 2017 2016 2017 ASF 4 5 4 0 0 5 OIC 19 42 19 4 0 38 AE 5 2 5 1 0 1 Total 28 49 28 5 0 44



Cabe señalar que mediante oficio número OASF/1647/2017 de fecha 1 de noviembre de 2017, la Auditoría Superior de la Federación, notificó al CENACE el Informe Individual de la auditoría número 434, denominada “Ingresos y Egresos Relacionados con la Operación del Mercado Eléctrico” que efectuó con motivo de la fiscalización de la Cuenta Pública al ejercicio de 2016, determinando en éste 5 recomendaciones al desempeño; dicho informe fue respondido con las acciones implementadas para su solventación mediante oficio CENACE/DENAFM-SEN-JUCI/076/2017 el 21 diciembre de 2017.

Cabe señalar que tampoco existe rezago de atención en las observaciones determinadas por el Órgano Interno de Control y el Auditor Externo, pues las 44 acciones que se mantienen en proceso de atención fueron generadas durante en el mismo ejercicio 2017.



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

(SED).

VI. AVANCES RELACIONADOS CON LA PLANEACIÓN DE LA EXPANSIÓN DE LA RED ELÉCTRICA.

El CENACE tiene la facultad de proponer la ampliación y modernización de la Red Nacional de Transmisión y de los elementos de las Redes Generales de Distribución que correspondan al Mercado Eléctrico Mayorista.

La SENER instruyo a CFE Transmisión para licitar 25 proyectos del PAM 2017-2031.

En el segundo semestre de 2017, se realizaron las siguientes actividades relacionadas con el PAM 2017-2031

Publicación en el sitio web del CENACE el PAM 2017-2031.

Publicación en el sitio web del CENACE los Niveles de cortocircuito de la Red Nacional de Transmisión 2020.

Publicación en el sitio web del CENACE del Modelo General de Planeación.

Determinación de las capacidades de Energía Eléctrica Acumulable de las zonas/subzonas de exportación y de las capacidades de las zonas de interconexión, para la Subasta de Largo Plazo 2017.

Reporte detallado de confiabilidad y económico, “Ficha de Información de Proyecto” del estudio para la licitación de la interconexión en corriente directa entre el Sistema Interconectado Nacional y Baja California. Este documento se le entrego a la SENER.

Interconexión Baja California Sur – SIN. Se elaboró actualización de los estudios técnicos y económicos para la elaboración de la Ficha Integral del Proyecto.

Enlace back-to-back de Nogales, 150 MW. Autorizados por el Consejo de Administración de CFE Transmisión. En proceso de aprobación el Modelo de Pliego de Requisitos para Proyectos de Líneas y Subestaciones bajo la modalidad de Contrato CAT, por Consejo Consultivo Técnico del Proceso de Suministro y Contratación. Se espera publicar las convocatorias en el primer semestre de 2018.

Avances de actividades del PAM 2018-2032.



Con el objetivo de conocer los procedimientos y actividades de los diferentes organismos y una mejor coordinación en la integración y publicación del PRODESEN, Se formó un grupo de trabajo con participación de representantes de la CRE, incluyendo un comisionado, representantes de la SENER, del CENAGAS y del CENACE.

El 30 de septiembre de 2017, se le entrego a la CRE el avance del diagnóstico operativo del comportamiento del Sistema Eléctrico Nacional durante 2017. Referencia de problemáticas operativas para la elaboración del PAM 2018-2032.

Principales avances para la elaboración de los estudios del Programa de Ampliación y Modernización 2018-2032:

Se elaboró el programa de nuevas centrales eléctricas con prelación que le fueron entregadas a la SENER.

Se elaboraron los pronósticos de demanda y consumos para los siguientes 15 años.

En proceso la conformación de 42 casos base para estudios eléctricos de la confiabilidad del SEN en los siguientes 7 años.

En proceso la formación de las bases de datos para los estudios de energía y económicos.

En procesos la formación de los casos base para los estudios probabilísticos.

AVANCES RELACIONADOS CON EL PROGRAMA DE REDES ELÉCTRICAS INTELIGENTES. A la fecha, la CRE y la SENER mantienen en proceso de estudio las propuestas de proyectos de Redes Eléctricas Inteligentes del Transportista, Distribuidor y del CENACE que se publicaron en el sitio web de la SENER el 21 de agosto de 2017.

En la versión final del Programa de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y de las Redes Generales de Distribución del Mercado Eléctrico Mayorista 2017-2031 que el CENACE le propuso a la opinión de la CRE y autorización de la SENER el 15 de mayo de 2017, se incluyeron proyectos de Redes Eléctricas Inteligentes que se indican:

a) Proyecto SCADA/EMS para la Gerencias Regionales de Transmisión. Se reporta en la página 194, del PRODESEN 2017-2031. Proyecto instruido por la SENER.

b) Proyecto de medición para la facturación en la transformación de alta/media tensión. Descrito en página 198, del PRODESEN 2017-2031. Proyecto instruido por la SENER.



c) Proyectos en HVDC propuestos por el CENACE PAM 2017-2031. Enlace Grijalva-Cancún en HVDC VSC 1500 MW, pagina 165, del PRODESEN 2017-2031. Proyecto en estudio por la SENER.

d) Red de Transmisión Regiomontano – El Sauz, HVDC LCC 3,000 MW, pagina 172, del PRODESEN 2017-2031. Proyecto en estudio por la SENER.

e) Proyecto de un banco de baterías de 20 MW para el Sistema Baja California Sur. Está en el PAM 2017-2031 (no se encuentra detalle en el PRODESEN 2017-2031.

VII. INTEGRACIÓN DE PROGRAMAS.

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

Para el cierre del ejercicio, se presentó una adecuación presupuestaria que ajustó el presupuesto al ejercicio real, como se presenta a continuación:

Programa Presupuestario Denominación

2017 Presupuesto Autorizado

Original

Presupuesto Autorizado Modificado

Ejercido Enero-

Diciembre Avance

E568 Dirección, coordinación y control de la operación del Sistema Eléctrico Nacional 2,642.6 2,326.9 2,326.7 100%

K001 Proyectos de infraestructura económica de electricidad 448.0 199.5 199.5 100%

K029 Programas de Adquisiciones 120.4 16.0 16.0 100%

J008 Pensiones y Jubilaciones para el Personal del CENACE 117.2 178.5 178.5 100%

M001 Actividades de apoyo administrativo 12.1 35.9 36.1 101%

W001 Operaciones Ajenas 236.8 19.5 19.1 98%

O001 Actividades de Apoyo a la Función Pública y Buen Gobierno 26.6 21.6 21.6 100%

Total 3,603.8 2,797.9 2,797.5 100%

Como se puede observar, el Programa Presupuestario (PP) E568 es el que representa mayor asignación de recursos y al mes de diciembre, el porcentaje de gasto respecto al programado es de 100%, dicho PP presenta el objetivo fundamental del CENACE, cumpliendo con los objetivos que dan razón al programa.



PP J008 Pensiones y Jubilaciones del Personal del CENACE, el ejercicio del gasto por 178.5 MDP, en este programa se registraron las obligaciones de pago al personal que gozó de la prestación de su jubilación y así mismo, se cubrió la aportación del CENACE al Fondo de Pensiones del Personal, de acuerdo con lo convenido en el Contrato Colectivo de Trabajo 2016-2018, por aquellos nuevos trabajadores que están inscritos en el nuevo Sistema de Pensiones.

El PP K029 Programas de Adquisiciones se ejerció un monto de 16 MDP en el pago de los siguientes Proyectos y Programas: Sistema de Videoconferencias, actualización de equipo de cómputo, actualización de los sistemas para la administración de energía, actualización de los sistemas de seguridad para la operación del Sistema Eléctrico Nacional y el Sistema de seguridad cibernética interna.

El PP K001 Programas y Proyectos de Inversión ejerció un monto de 199.5 MDP en el pago de los siguientes Proyectos y Programas: Videomurales, tableros de transferencias y sistemas UPS.

El PP W001 Operaciones Ajenas. – Se ejercieron 19.1 MDP debido principalmente al entero del IVA que quedó pendiente del ejercicio 2016.

VIII. METAS E INDICADORES DE DESEMPEÑO. El 8 de junio, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público autorizó la apertura extemporánea del Portal Aplicativo de la Secretaría de Hacienda (PASH) con la finalidad de realizar adecuaciones a la matriz de indicadores para resultados (MIR) del CENACE y, con ello, alinearla a los nuevos objetivos y atribuciones de la institución.

A continuación, se detallan la Meta Anual y la obtenida para 2017 y las desviaciones:

E568 "Dirección, coordinación y control de la operación del Sistema Eléctrico Nacional"

Indicador Meta anual Resultado anual

2017

Margen de reserva del sistema interconectado nacional1 14.60% 20.00%

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

Índice de calidad de voltaje (ICV)2 0.0291 0.006039

Índice de calidad de frecuencia (ICF) 99.98% 100.00%

Reserva operativa (RO) 95.00% 99.62%

Índice de reserva de planeación del Sistema interconectado nacional (IRP_SIN)3

13.00% 5.3%



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

15.00% 15.2%

Índice de reserva de planeación del Sistema interconectado de Baja California Sur (IRP_BCS)

15.00% 29.6%

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

80.00% 84.11%

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

80.00% 97.81%

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

80.00% 99.45%

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

85.00% 89.65%

Oportunidad en la publicación de estados de cuenta diarios (OPECD) 90.00% 98.08%

Porcentaje de efectividad del gasto (PEG) 100.00% 99.99%

Índice de oportunidad de la entrega del Programa de Ampliación y Modernización**

** 0.00

*Los indicadores “Porcentaje de aprobación de propuesta de proyectos de inversión, así como el indicador asociado al Propósito tendrán medición hasta el 2018.

** El diseño del indicador y la adecuación de la MIR del Pp E568 se realizó de manera posterior a la entrega del PAM en 2017, por lo que no fue posible definir meta para ese año. De esta forma, el resultado de 2017 se toma como línea base y primer resultado del indicador.

Causas de desviaciones

1. El valor de la meta indica la holgura mínima que se esperaría garantizar en cuanto a la demanda máxima de generación de energía eléctrica. En ese sentido el resultado anual es satisfactorio.

2. El valor de la meta indica un umbral que no debiera de ser excedido, de esta forma el resultado del indicador es adecuado considerando que es un valor menor.

3. El Índice de Reserva de Planeación se formalizó y se empezó a calcular a partir de abril de 2017. Su evaluación se determina calculando la Reserva Operativa resultante expresada en porciento de la demanda máxima de cada mes para los tres principales sistemas interconectados del SEN. Para el caso del Sistema Interconectado Nacional, este indicador se cumplió satisfactoriamente solo en el mes de diciembre, con un valor de 16.4%. El mes con el Índice de Reserva de Planeación más bajo fue en junio 2017 con un valor de 5.3% en donde se presentó la demanda máxima coincidente del Sistema (44,668 MW), en la cual incluso se tuvo que racionalizar el consumo en este nivel de demanda por la indisponibilidad de capacidad de generación. En los meses de mayor demanda se registraron los



valores más bajos de la Reserva Operativa, siendo que a partir de septiembre se observó un incremento de esta reserva debido a las lluvias extraordinarias (9.5TWh); de las cuales se incrementó la generación hidroeléctrica en 5.9 TWh y el resto (3.6TWh) se almacenó en los grandes embalses logrando tener una mejor condición inicial de energía almacenada (18.9TWh) para el 2018. Los meses con incumplimiento fueron resultado de la combinación de valores de los niveles de demanda, bloques de generación degradada (principalmente por falta de combustible) y unidades indisponibles por salida forzada (falla).

Al cierre del ejercicio 2017 se registraron en el PASH los resultados de los indicadores de las Fichas de Desempeño correspondientes a los programas presupuestarios.

Pp Indicador Meta Porcentaje de

cumplimiento Aprobada Alcanzada J008 Tasa de crecimiento de personal jubilado 100 170 170

K001

Relación de Proyectos de Infraestructura Económica de Electricidad con ejercicio del gasto respecto a los Proyectos de Infraestructura Económica de Electricidad programados 66.67 66.67 100

K025 Relación de Proyectos de Inmuebles con ejercicio del gasto respecto a Proyectos de Inmuebles programados 100 0 0

K029

Relación de Programas de Adquisiciones con ejercicio de gasto respecto a los Programas de Adquisiciones programados 71.43 42.86 60

W001 Relación de recursos ejercidos de un año respecto a otro año 100 8.04 8.04 O001 Indicador de Modernización 9 9.07 100.77 O001 Auditorías de Alto Impacto y de Resultados de Programas 9.2 9.55 103.3 O001 Quejas y Denuncias 10 9.85 98.5 O001 Atención de Responsabilidades Administrativas 10 6 60

El indicador de la FID J008 superó la meta aprobada debido a que los trabajadores que fueron transferidos al CENACE en el proceso de separación de la C.F.E. quienes por antigüedad ya podían a cogerse al beneficio de la jubilación, optaron por hacerlo efectiva, cuando no habían manifestado su decisión de hacerlo.

El indicador de la FID K025 no alcanzó la meta debido a que para el ejercicio 2017 no hubo presupuesto aprobado en el Presupuesto de Egresos de la Federación para proyectos de este Programa.

El indicador de la FID K029 no alcanzó la meta aprobada debido a que, en el Presupuesto de Egresos de la Federación, se autorizaron 5 carteras en lugar de 7 consideradas en la meta.



El indicador Atención de Responsabilidades Administrativas no alcanzó la meta aprobada debido a falta de personal por una vacante y una licencia médica, por lo que no fue posible tramitar y concluir los asuntos en los periodos establecidos.

IX. EFICIENCIA EN LA CAPTACIÓN DE LOS INGRESOS.

Posición Presupuestal

Ingresos Presupuestados enero-diciembre 2017

Ingresos recaudados enero-diciembre 2017

Ingresos Recaudados Enero-diciembre 2016

Variaciones

Ejercido vs Programado 2017

Ejercido 2017 vs 2016

Ingresos Propios 2,707,533,851 2,707,533,851 2,493,120,362 0% 8%

Transferencias Fiscales - - - n.a. n.a.

Ingresos Diversos 413,216,303 450,595,432 49,936,686 9% -89%

TOTAL INGRESOS 3,120,750,154 3,158,129,283 2,543,057,048 1.2% 19% n.a. - no existe criterio para comparar

Se obtuvo un ingreso real por 3,158.1 mdp prácticamente igual (37.4 MDP equivalente al 1.2%), al ingreso modificado, 2,707.5 mdp producto de los ingresos por la aplicación de las tarifas de operación aprobadas por la CRE, por los servicios prestados por el CENACE al MEM y 450.6 mdp por ingresos diversos.

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

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

Ejercido vs programado 2017



Ingresos Propios. – No existe variación contra el presupuesto modificado al cierre del ejercicio, se realizó la adecuación con el fin de reducir el monto de ingresos considerados en el balance primario original para ajustarlos al monto de ingresos por recaudar, como efecto de la aplicación de las Tarifas de Operación aprobadas por la Comisión Reguladora de Energía, en sus acuerdos números A/057/2016 y A/001/2017, mismas que de entrada consideraron un Ingreso menor al autorizado en del PEF (3,603.8 MDP), en un monto de 483.0 MDP correspondiente al remanente de operación del ejercicio 2016.

Ingresos Diversos. – Presenta una variación del 9% contra el presupuesto modificado.

Ejercido 2017 vs ejercido 2016

Ingresos- La variación que se presenta de 2017, respecto a 2016, se debe a atraso que existió en el 2016 en la Facturación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). La facturación del MEM operó con regularidad a partir del mes de junio del 2016, momento en el cual el CENACE inició la captación de ingresos.

X. EFECTIVIDAD EN EL EJERCICIO PRESUPUESTAL.

Capítulo de Gasto Presupuesto Programado enero-diciembre 2017

Presupuesto Ejercido

Presupuesto Ejercido

Variaciones

enero-diciembre 2017

Enero-diciembre 2016

Ejercido vs Programado 2017

Ejercido 2016 vs 2017

Servicios Personales 1,397,358,389 1,397,358,389 1,158,127,966 0% 17%

Materiales y Suministros 23,427,452 23,427,452 25,191,621 0% -8%

Servicios Generales 962,353,153 962,353,153 588,033,017 0% 39%

Total Gasto Corriente 2,383,138,994 2,383,138,994 1,771,352,604 0% 26%

Pensiones y Jubilaciones 178,505,409 178,505,409 121,827,479 0% 32%

Otras Erogaciones 1,182,900 1,182,900 42,190 0% 96%

Total Inversión 215,573,133 215,573,133 203,400,511 0% 6%

Operaciones Ajenas Netas 19,477,641 19,053,683 -36,576,926 2% 292%

Total Gasto Programable 2,797,878,077 2,797,454,119 2,060,045,858 0% 26%

Ejercido Vs Programado 2017

Para el ejercicio 2017, la H. Cámara de Diputados autorizó un presupuesto por 3,603.8 millones de pesos (MDP), al cierre del ejercicio se realizó la regularización del presupuesto acorde al ejercicio real, de acuerdo con



lo establecido en los artículos 57, 58 Y 59 fracción I inciso d y fracción II de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y, 92 y 99 de su Reglamento. De esta forma el Gasto programable se ajustó a 2,797.9 MDP, cifra con la que se cerró el período.

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

En Servicios Personales se ejercicio el total del presupuesto aprobado modificado por 1,397.4 MDP alcanzado un nivel del 100%, respecto al presupuesto modificado.

En el rubro de Gasto de Operación se ejerció el 100% del presupuesto modificado aprobado con presupuesto pagado por 986,.8 MDP, por el efecto de los siguientes gastos:

- En Materiales y Suministros se registró un gasto de 23.4 MDP, equivalente al 100% del presupuesto modificado aprobado.

- En Servicios Generales se presentó un gasto de 962.4 MDP, equivalente al 100% con relación al presupuesto modificado aprobado.

En Pensiones y Jubilaciones se ejerció un monto de 178.5 MDP equivalente al 100% presupuesto

modificado aprobado, con lo que fue posible cubrir las obligaciones de pago al personal que gozó de la prestación de su jubilación; así mismo, se cubrió la aportación del CENACE al Fondo de Pensiones del Personal, de acuerdo con lo convenido en el Contrato Colectivo de Trabajo 2016-2018, por aquellos nuevos trabajadores que ya no disfrutaron del antiguo Sistema de Pensiones.

En otras erogaciones se ejerció 1.2 MDP equivalente al 100% del presupuesto modificado aprobado.

En Operaciones Ajenas se ejercieron 19.05 MDP.

El Gasto de Inversión se registró un gasto de 215.5 MDP, correspondiente al 99.9% en relación con el presupuesto modificado aprobado.

- En Bienes muebles, inmuebles e intangibles: El resultado se compone de 16.0 MDP invertidos en 3 carteras correspondientes, al pago de los siguientes Proyectos y Programas: Sistema de Videoconferencias, actualización de equipo de cómputo, actualización de los sistemas para la administración de energía, actualización de los sistemas de seguridad para la operación del Sistema Eléctrico Nacional y el Sistema de seguridad cibernética interna.

- En Inversión Pública se ejerció un monto de 199.5 MDP invertidos en dos carteras; Actualización de Sistema de energía Ininterrumpible y la Modernización de los Sistemas SCADA/EMS/MMS/DTS



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

INSTITUCIONALES.

XI. PLAN NACIONAL DE DESARROLLO 2017-2031. Con apego a la línea estratégica 4.6 Abastecer de energía al país con precios competitivos, calidad y eficiencia a lo largo de la cadena productiva, se reporta:

El Mercado Eléctrico Mayorista, MEM,7/ es un espacio donde los generadores, comercializadores, suministradores o usuarios calificados podrán realizar transacciones de compraventa de energía en un ambiente de competencia y transparencia, lo que propiciará la reducción de costos. Al introducir competencia en los segmentos liberalizados de generación y comercialización, permitirá reducir costos a niveles competitivos con otros países que fomentan este tipo de mercados, lo que incentiva y propicia la inversión pública y privada en el sector.

Con el objetivo de asignar contratos en el MEM operan: un Mercado de Energía de Corto Plazo; un Mercado para el Balance de Potencia; Subastas de Derechos Financieros de Transmisión y Subastas de Mediano y Largo Plazo.

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

El 28 de febrero de 2017 se ejecutó por primera vez en México el Mercado para el Balance de Potencia, uno de los mercados que integran el MEM, que permite que cuando el sistema eléctrico cuenta con menos capacidad de generación que el óptimo, el precio de potencia aumenta; por el contrario, cuando el sistema eléctrico cuenta con más capacidad de generación que el óptimo, el precio de potencia baja. Mediante la compra de potencia se genera el ingreso adicional necesario para cubrir los costos fijos de las centrales eléctricas. El pago adecuado de estos costos es esencial para atraer nuevas inversiones en capacidad de generación y para permitir la operación continua de las centrales eléctricas ya instaladas. Los resultados de esta ejecución fueron:

7/ El 8 de septiembre de 2015 se publicaron las Bases del Mercado Eléctrico, que deberán seguir los participantes en el nuevo mercado y el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) para comprar y vender energía.



- Potencia Anual Acreditada en las Zonas de Potencia que conforman el SEN: Sistema Interconectado Nacional (SIN), 44,309.21 megawatts al año (MW-año); Sistema Interconectado Baja California, 2,472.00 MW-año; y Sistema Interconectado Baja California Sur, 552.09 MW-año.

- Precio Neto de Potencia: SIN, 1.2 millones de pesos por MW-año; Sistema Interconectado Baja California, 2.5 millones de pesos por MW-año; y Sistema Interconectado Baja California Sur, 1.2 millones de pesos por MW-año.

El 30 de noviembre de 2016 el Centro Nacional de Control de Energía publicó la primera asignación anual de los Derechos Financieros de Transmisión Legados correspondientes al año 2016 y al periodo del 1 de enero de 2017 al 30 de noviembre de 2017. El 28 de julio de 2017 se publicó en el Diario Oficial de la Federación el Manual de Subastas de Derechos Financieros de Transmisión.

Subastas de Largo Plazo para la Compara de energía 2017

En 2016 y 2017 se emitieron los fallos de tres subastas de largo plazo para la compra de energía, con lo que se establecerán 39 empresas8 de generación en 18 estados de la República9, que en conjunto realizarán una inversión de 8,900 millones de dólares y añadirán 7,451 MW de nueva capacidad de generación limpia.

Primera Subasta. En marzo de 2016 se emitió el fallo, y se asignaron contratos de cobertura eléctrica a 11

empresas de seis países. Se adjudicaron 5,402,880 megawatts-hora (MWh) de energía y 5,380,911 certificados

de energías limpias (CEL). El precio promedio fue de 48 dólares por paquete de megawatt-hora+CEL

(MWh+CEL). Con esta subasta se estima una inversión para 2018 en parques fotovoltaicos y eólicos por 2,600

millones de dólares.

Segunda Subasta. El fallo se emitió en septiembre de 2016 en la que participaron 57 licitantes, de los cuales 23

resultaron ganadores con 56 ofertas de energía solar fotovoltaica, eólica, geotérmica, otras energías limpias,

así como ciclos combinados. Se adjudicaron 8,909,819 MWh, así como 9,275,534 CEL. También se adjudicó una

potencia de 1,187 (MW). Los precios, que se encuentran entre los mejores a nivel mundial: 33 dólares por

8/ De éstas, 23 empresas tienen asignado más de un proyecto y 3 ganaron en más de una subasta de largo plazo. 9/ Aguascalientes, Baja California, Baja California Sur, Chihuahua, Coahuila de Zaragoza, Guanajuato, Jalisco, Michoacán, Morelos, Nuevo León, Oaxaca, Puebla,

San Luis Potosí, Sonora, Tamaulipas, Tlaxcala, Yucatán y Zacatecas.



paquete MWh+CEL. Se estima una inversión aproximada de 4 mil millones de dólares en los próximos tres

años.

Tercera Subasta. El 22 de noviembre de 2017 el CENACE emitió el fallo asignándose 15 proyectos para la construcción de centrales eléctricas en 8 estados del país que añadirán al Sistema Eléctrico Nacional 2,562 MW y generarán una inversión de 2,369 millones de dólares. Se adjudicaron 5,492,575 MWh de energía y 5,952,575 MWh de CEL. También se adjudicó una potencia de 592.61 MW. El precio por megawatt hora fue de 20.57 dólares, uno de los más bajos alcanzados internacionalmente.

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

El 15 de agosto de 2017 se publicó por primera vez en México la convocatoria para la primera Subasta de Mediano Plazo, dirigida a los Suministradores de Servicios Básicos interesados en adquirir con anticipación la potencia y energía eléctrica que será consumida por los Usuarios de Suministro Básico, a fin de reducir o eliminar su exposición a los precios de estos productos en el corto plazo (3 años).

La Subasta de Mediano Plazo tiene como objetivo:

- Permitir a los Suministradores de Servicios Básicos celebrar contratos de cobertura eléctrica en forma competitiva y en condiciones de prudencia, para que satisfagan las necesidades de potencia y energía en el mediano plazo, así como cumplir con los requisitos de cobertura eléctrica que establezca la CRE;

- Permitir a cualquier Participante de Mercado celebrar contratos de cobertura eléctrica para adquirir productos de Potencia y/o de energía;

- Permitir a los Generadores presentar ofertas de venta de productos de energía a fin de reducir o eliminar su exposición a los precios de estos productos en el corto plazo y presentar ofertas de venta de productos de potencia que no tengan comprometida;

- Permitir que los Comercializadores no Suministradores presenten ofertas de venta de productos de energía que sirvan de cobertura eléctrica para las entidades responsables de carga;

- Permitir a cualquier Participante del Mercado presentar ofertas de venta de productos de potencia y energía correspondientes a sus excedentes de potencia y productos de energía.



El fallo de la Subasta de Mediano Plazo se realizará el 5 de marzo de 2018 y la entrega de productos iniciará el 1 de mayo de ese mismo año.

La Reserva Operativa en el Sistema Interconectado Nacional10/ alcanzó 6.3% al cierre de 2017, operando dentro de los márgenes de seguridad adecuados por encima de 6 por ciento.

XII. PROGRAMA SECTORIAL DE ENERGÍA 2013-2018

Objetivo 2. Optimizar la operación y expansión de infraestructura eléctrica nacional 2.1. Desarrollar la infraestructura eléctrica nacional, con criterios de economía, seguridad, sustentabilidad y viabilidad económica

En 2016 y 2017, el CENACE emitió los fallos de tres subastas de largo plazo para la compra de energía. Con ellos, 39 empresas de generación* de México, Alemania, Canadá, Corea del Sur, China, España, Estados Unidos de América, Francia, Italia, Japón, Países Bajos, Portugal y Reino Unido se establecerán en 18 estados de la República: Aguascalientes, Baja California, Baja California Sur, Chihuahua, Coahuila de Zaragoza, Guanajuato, Jalisco, Michoacán, Morelos, Nuevo León, Oaxaca, Puebla, San Luis Potosí, Sonora, Tamaulipas, Tlaxcala, Yucatán y Zacatecas.

Estas empresas realizarán en conjunto una inversión de 8,900 millones de dólares y añadirán 7,451 MW de nueva capacidad de generación limpia.

En los próximos tres años, estas empresas desarrollarán 76 proyectos de generación, principalmente a partir de tecnologías limpias: 46 fotovoltaicos, 20 eólicos, 6 hidroeléctricos, 1 geotérmico, 2 ciclo combinado y 1 turbogas.

El alto grado de participación y competencia, permitió que los precios obtenidos se encuentren entre los mejores a nivel mundial.

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

Al 31 de diciembre de 2017 se tenían 137 interesados en participar en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), 32 están operando (23.3%).

Al 31 de diciembre de 2017 se tienen 71 contratos firmados con participantes del mercado: 32 en operación y 39 en registro de activos Subastas.

10/ Es la variación en la capacidad disponible menos la demanda máxima bruta coincidente sobre la demanda máxima bruta coincidente.



Al cierre de 2017, de los 32 participantes del mercado operando en el MEM, 23 son privados y 9 son empresas de CFE. En 2016 operaban 6 participantes del mercado: 4 privados y 2 empresas de CFE. En 2015 de 3 participantes del mercado operando, sólo 2 eran privados.

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

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

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

Disposiciones publicadas en el DOF:

Manuales de Mercado

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



18. Manual de Requerimientos de Tecnologías de la Información y Comunicaciones para el Sistema Eléctrico Nacional y el Mercado Eléctrico Mayorista 04/12/2017

19. Manual de Importaciones y Exportaciones 11/12/2017

Guías Operativas

1. Guía Operativa de la Cámara de Compensación para Contratos asignados a través de Subastas de Largo Plazo 23/06/2017

Procedimientos de Operación

1. Procedimiento de Operación para la Consola de Pagos 27/07/2017

Objetivo 3. Desarrollar la infraestructura de transporte que permita fortalecer la seguridad de provisión de energéticos, contribuyendo al crecimiento económico. 3.1. Desarrollar la infraestructura de transmisión eléctrica para incrementar el mallado de la red, su redundancia y la reducción de pérdidas.

El CENACE presentó a la SENER, el “Programa de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución del Mercado Eléctrico Mayorista 2017 – 2031”. Este programa tiene como objetivo proveer los elementos necesarios para cumplir con el suministro de la demanda, preservar y mejorar la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional, reducción de los costos de producción, cumplir las metas de producción de energía limpia, minimizar las congestiones en la RNT, programar proyectos de Redes Eléctricas Inteligentes y la reducción de gases efecto invernadero.

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

XIII. SISTEMA DE INFORMACIÓN DEL MERCADO (SIM)

El 4 de julio de 2016 la Secretaría de Energía publicó en el Diario Oficial de la Federación el Manual del Sistema de Información del Mercado, en el que se establecen los procedimientos, reglas, instrucciones, principios de cálculo y directrices a seguir para que el CENACE brinde el acceso a la información del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).



Posteriormente, el 5 de enero de 2017, la SENER publicó en el Diario Oficial de la Federación, una serie de disposiciones transitorias que modificaron dichas directrices, entre ellas algunas aplicables al Sistema de Información del Mercado (SIM), mismas que tuvieron efectos en los alcances al 31 de diciembre del 2016.

El SIM es un conjunto de reportes y aplicaciones para la descarga de información relevante del MEM, que se publican en la página Web del CENACE. A través de este medio se da acceso a los Integrantes de la Industria Eléctrica y a toda persona interesada.

La implementación SIM, es resultado de las etapas de evolución y maduración del Mercado Eléctrico Mayorista. Para su implementación se han identificado los requerimientos de información que, de acuerdo con la Reglas del Mercado vigentes, se deberán incorporar al SIM. (Tabla de avances)11

Al mes de diciembre de 2017, se trabajó en el desarrollo de los procesos, flujos y mecanismos que permitirán que nuevos reportes e información se pueda consultar en la Web del CENACE.

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

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

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

Área Pública: A los Integrantes de la Industria Eléctrica y a toda persona interesada, sin restricciones de acceso; (http://www.CENACE.gob.mx/MercadoOperacion.aspx)

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

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

En agosto 2017 se liberó la versión 2.0 (restructuración) de las Áreas Certificada y Segura del SIM.

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



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

Al 31 de diciembre de 2017, el avance en la implementación del Manual del SIM, era el siguiente:

Requerimientos de Publicación por Área del

SIM Total Publicados En Proceso

Área Pública 41 37 4

Área Segura 18 12 6

Área Confidencial 16 13 3

TOTAL 75 62 13

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

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

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

Acceso a la información

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

Privilegiando la optimización documental que lleve a mejorar los tiempos de respuesta en la atención a solicitudes y recursos de revisión, al cierre de 2017, el Organismo recibió 308 solicitudes de acceso a la información, y 4 recursos de revisión en contra de las respuestas proporcionadas, de los cuales 2 se resolvieron por el INAI, confirmando la incompetencia manifestada por el CENACE.



En cuanto al Índice de expedientes clasificados como reservados del CENACE, de conformidad con la Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública y los Lineamientos Generales en materia de clasificación y desclasificación de la información, así como para la elaboración de versiones públicas, dicho Índice se actualizó de manera semestral, con la aprobación del Comité de Transparencia y se encuentra publicado en la página de internet del CENACE en el formato establecido por el INAI.

El INAI entregó un reconocimiento al CENACE por haber obtenido un 90.94% de cumplimiento en la publicación de obligaciones de Transparencia que establece la Ley General, siendo este resultado el más alto en el sector energético y de los 5 más altos de todos los organismos públicos descentralizados de la APF.

Archivos

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

El Comité de Transparencia aprobó el “Programa de capacitación 2017 en materia de archivos”.

Conforme al programa se cumplió con lo siguiente:

Impartición de cursos talleres: “Valoración Documental y Levantamiento de Inventarios”, “Apertura de Expedientes y registro de inventarios".

Se otorgó asesoría para el levantamiento de inventarios Se llevó a cabo la conferencia "Importancia de los Archivos CENACE". Se otorgó capacitación para operar el Sistema Integral de Gestión Documental y Administración de

Archivos en su módulo de gestión documental. El Comité de Transparencia aprobó los "Criterios Específicos para la Organización y Conservación de

Archivos".

Presupuesto basado en resultados:

Durante el primer semestre del año, el CENACE realizó los trabajos y las gestiones para alinear la matriz de indicadores para resultados (MIR) del programa presupuestario E568 “Dirección, coordinación y control de la operación del sistema eléctrico nacional” a los nuevos objetivos y atribuciones de la institución, los cuales surgieron de la reforma energética y de los distintos documentos normativos que emanaron de ella.

A partir de esta adecuación, desde el mes de junio se han reportado avances de los indicadores cuya frecuencia de medición lo ha permitido.



De esta forma, el CENACE ha dado cumplimiento a la obligatoriedad de que su programa presupuestario tenga una MIR conforme a lo establecido en los Lineamientos Generales para la Evaluación de los Programas Federales de la Administración Pública Federal, adquiriendo el compromiso de hacer un uso eficiente de los recursos mediante una gestión pública transparente y eficaz.

Tecnologías de la Información

Con la finalidad de privilegiar el gobierno digital por medio del uso de documentos electrónicos para promover un gobierno sin papel, fueron habilitados en el periodo que se reporta, los siguientes procesos administrativos digitalizados: 1) Manejo Estratégico de Seguimiento a Indicadores del CENACE (MESI), 2) Sistema Integral de Gestión de Garantías y Cálculo de la Responsabilidad Estimada Agregada (SIGGEF), 3) Sistema de Digitalización de Expedientes Administrativos (DEA) y 4) Sistema Electrónico de Tesorería (SET).

Buscando propiciar la disponibilidad de información al ciudadano en forma de datos abiertos se conformó el “Grupo de Trabajo Institucional de Datos Abiertos” (GTIDA) del CENACE.

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

Consumo Mensual del Sistema Eléctrico Nacional

Desempeño y Evolución del Mercado Eléctrico Mayorista

Información Programática

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

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

Indicadores PGCM/ Base de Colaboración al cierre del ejercicio 2017.

De los 22 indicadores, se registró avance a siete por parte de la Institución, cuatro por parte de las Unidades Normativas y once no son valorables al CENACE.

Indicadores reportados por CENACE:



En el sistema de la SHCP se reportó avance en siete indicadores, cinco se reportaron con meta cumplida: “IIeI. 2. Porcentaje de cumplimiento de las dependencias y entidades respecto al seguimiento del ejercicio de programas y proyectos de inversión”, “IRH. 1. Recursos humanos profesionalizados”, “IPRO. 1. Porcentaje de procesos prioritarios optimizados”, “ITIC. 2. Procesos administrativos digitalizados” e indicador “ITIC. 3. Índice de datos abiertos”; uno con meta no cumplida; “IOR. 1. Unidades administrativas orientadas a objetivos estratégicos” y uno más, que aun cuando no contaba con línea base ni metas, se reportó avance del indicador “AR. 2 Porcentaje de expedientes actualizados del archivo de trámite” el cual se encuentra en proceso de regularización con la Unidad Normativa.

Indicadores reportados por las Unidades Normativas:

Las Unidades Normativas se encargan de reportar cuatro; Indicador “IAR.1. Tiempo de respuesta a solicitudes de información y calidad de las mismas”, por el Instituto Nacional de Transparencia, Acceso a la Información y Protección de Datos Personales (INAI); Indicadores “CP.1. Porcentaje de procedimiento de contratación competidos con posibilidad de recibir proposiciones de manera electrónica” e indicador “ICP.2. Índice de estrategias de contratación instrumentadas”, por la Secretaría de la Función Pública (SFP); Indicador “IpbR.1. Porcentaje de programas presupuestarios con información de desempeño con un nivel de logro satisfactorio”, por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP)

Indicadores no valorables para el CENACE:

Se efectuó el planteamiento a la Secretaría de la Función Pública de once indicadores que CENACE no está en posibilidad de cumplimentar en virtud de que el PGCM surgió en 2013 mientras que la entidad se creó en el 2014, lo que implica, que las Bases de Colaboración que detallan los compromisos, indicadores y líneas base de medición, ya habían sido dados para la mayoría de las Dependencias y Entidades de la Administración Pública Federal, o bien, porque simplemente, no les son aplicables al CENACE por su propia naturaleza, listados a continuación: “IAR. 1 Porcentaje de archivo de concentración liberado”, “IIeI. 1 Porcentaje de cumplimiento de las dependencias y entidades respecto a evaluaciones ex post de programas y proyectos de inversión”, “IMR. 1 Simplificación normativa en trámites prioritarios”, “IMR. 2 Reducción de la carga administrativa a al ciudadano”, “IMR. 3 Porcentaje de normas internas simplificadas”, “IOR. 2 Proporción del gasto en servicios personales respecto al gasto programable”, “IOR. 3 Cociente del gasto de operación administrativo”, “IPC.1 Porcentaje de propuestas de los sectores privado y social atendidas”, “IPT.1 Acciones de transparencia focalizada”, “IPRO.2 Porcentaje de procesos estandarizados” y “ITIC.1 Trámites y servicios digitalizados”, precisando que los últimos tres indicadores no están considerados en las de Bases de Colaboración.



XV. LEY DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA En cumplimiento al artículo 108 en su numeral X de la Ley de la Industria Eléctrica, en el cual se establece como facultad del CENACE Coordinar la programación del mantenimiento de las Centrales Eléctricas que son representadas por Generadores en el Mercado Eléctrico Mayorista, así como de los elementos de la Red Nacional de Transmisión y de las Redes Generales de Distribución que correspondan al Mercado Eléctrico Mayorista. Al respecto, a continuación, se enlistan las acciones realizadas por el CENACE durante 2017:

Como parte de las acciones para la documentación de los procesos sustantivos y de apoyo, así

como la implementación del modelo de indicadores de proceso, en el mes de octubre 2017 se finalizó la documentación de los siguientes Manuales de Procedimientos, correspondientes al Proceso de Coordinación de Salidas a Mantenimiento: a) Procedimiento para determinar los periodos y regiones factibles de Salida a

Mantenimiento de Elementos del SEN; b) Procedimiento para recibir y validar las solicitudes de Salidas a Mantenimiento; c) Procedimiento para clasificar y analizar las Salidas a Mantenimiento, Salida Económica y

Renuncia para Exportación, y d) Procedimiento para integrar el plan definitivo de Salidas a Mantenimiento.

En octubre 2017 se concluyó con el diseño del indicador de Planeación para la ejecución del programa de Salidas a Mantenimiento de los elementos del SEN, correspondiente al Proceso Coordinación de Salidas a Mantenimiento de Elementos del Sistema Eléctrico Nacional, previsto a comenzar su cuantificación a partir de 2018.

Durante el segundo semestre de 2017 se participó en forma coordinada con la Dirección General de Análisis y Vigilancia del Mercado Eléctrico, entidad perteneciente a la Subsecretaría de Electricidad de la SENER, para la documentación del Manual de Programación de Salidas, el cual fue publicado en el Diario Oficial de la Federación el 13 de noviembre de 2017. Este Manual forma parte de las Reglas del Mercado y se hace referencia a éste en las Bases del Mercado Eléctrico (Base 6: Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional).

A finales de 2017 se consolidó la actualización de la versión 2.0 del Sistema de Administración de Salidas a Mantenimiento (SIASAM), con el objeto de mejorar la eficacia y eficiencia en el Proceso de Coordinación de Salidas a Mantenimiento de Elementos del Sistema Eléctrico Nacional.



En el mes de octubre de 2017 se impartió capacitación dirigida a las Empresas Productivas Subsidiarias de CFE Generación para el uso del Sistema de Administración de Salidas a Mantenimiento.

En diciembre 2017 se documentó la Matriz de Riesgos para el proceso de Coordinación de Salidas a Mantenimiento, aplicando la metodología establecida en cumplimiento a las etapas para la Administración de Riesgos, para su identificación, descripción, evaluación, atención y seguimiento, incluyendo los factores de riesgo, las estrategias para administrarlos y la implementación de acciones de control.

Se formalizaron los trámites de Solicitud de Salida y Solicitud de Licencia que dictaminó la Comisión Federal de Mejora Regulatoria (COFEMER) sobre la Manifestación del Impacto Regulatorio (MIR) del Proyecto Manual de Programación de Salidas. Estos trámites tienen como finalidad: a) Determinar los planes de Salida en forma transparente y eficiente, procesando las

solicitudes de Salidas que permitan mantener la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional.

b) Establecer los requisitos necesarios que deberán cumplir los Participantes del Mercado, Transportistas y Distribuidores en la formulación y planteamiento al CENACE de sus requerimientos para Salida a Mantenimiento de sus activos.

c) Que las Salidas programadas se calendaricen en los periodos de tiempo establecidos, para los cuales no se afecta la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional.

d) Prever que los Participantes del Mercado, Transportistas y Distribuidores presenten con suficiente antelación sus solicitudes de Salida a fin de determinar los planes de generación que aseguren previsiblemente el suministro de energía.

e) Dictaminar en tiempo y forma los planes de Salida aprobadas y la autorización en tiempo y forma de licencias.

XVI. DECRETO DE CREACIÓN DEL CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGÍA. En cumplimiento al Artículo Décimo Quinto del Decreto de Creación del CENACE, durante el segundo semestre del año 2017, se llevaron a cabo dos sesiones del Consejo de Administración: la 18ª. Sesión, celebrada el 21 de septiembre, y la 19ª. Sesión celebrada el 23 de noviembre. En ambas el Director General del CENACE presentó la situación que guarda el CENACE en materia de:



Indicadores de desempeño Operación y planeación del Sistema Eléctrico Nacional Mercado eléctrico mayorista Perspectiva de incremento de generación en el SEN, ampliación, modernización y acceso a la red

nacional de transmisión y a las redes generales de distribución Seguimiento de las Subastas Eléctricas de Mediano y Largo Plazo y, Transferencia de inmuebles de CFE al CENACE

En la primera sesión del segundo semestre del año, destacó el reconocimiento hecho por el Presidente del Consejo de Administración al CENACE por operar en las mejores condiciones el Sistema Eléctrico Nacional, así como por los trabajos realizados para restablecer el suministro de energía en respuesta a los fenómenos meteorológicos y sismos presentados en agosto y septiembre: Huracán Harvey y Lidia del 25 y 30 de agosto, los sismos de 8.2 del 7.1 grados Richter del 7 y 19 de septiembre respectivamente, así como el Huracán Max del 14 de septiembre.

En las dos sesiones, el Consejo de Administración tomó los siguientes acuerdos:

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

Aprobación del nombramiento del Director de Estrategia, Normalización y Administración Financiera del Mercado del CENACE, Lic. Salvador Gazca Herrera.

Aprobación de las Políticas, Bases y Lineamientos en Materia de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del CENACE.

Aprobación de la Propuestas de Ingresos y de Anteproyecto de Presupuesto de Egresos para el ejercicio 2018.

Aprobación del Programa Estratégico 2018. Aprobación del Programa Anual de Honorarios 2018. Emisión de opinión favorable para la elaboración de Libros Blancos con base en los Lineamientos

Generales para la regulación de los procesos de entrega-recepción y de rendición de cuentas de la Administración Pública Federal. a) Implementación del Mercado Eléctrico Mayorista b) Sistema de Control y Adquisición de Datos (SCADA) c) Transferencia de Recursos de la CFE al CENACE

Toma de conocimiento de estados financieros del Mercado Eléctrico Mayorista dictaminados.



XVII. TRANSPARENCIA Y ARCHIVOS. TRANSPARENCIA

Transparencia. Del 01 de enero al 31 de diciembre del 2017 a través del ejercicio del derecho de acceso a la información pública, se recibieron en la Unidad de Transparencia del CENACE un total de 308 solicitudes de información, de las cuales se tienen los datos siguientes:

Entrega de información 195 solicitudes, lo que representa el 63.3%.

Reservadas y Confidenciales 19 solicitudes, lo que representa el 6.1%.

No competencia 56 solicitudes, lo que representa el 18.1%.

Inexistencia de información 25 solicitudes, lo que representa el 8.1%.

Respuestas mixtas12 10 solicitudes, lo que representa el 3.2%.

Desechadas porque el solicitante no desahogó prevención (se requirió información adicional al solicitante, por no ser clara su solicitud)

3 solicitudes, lo que representa el 0.9%.

Pendientes de respuesta 0, es decir se han atendido el 100% de las solicitudes de información ingresadas en el ejercicio 2017.

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

ARCHIVOS

12 Respuestas mixtas significa que en una misma atención se combinaron las opciones de respuesta, es decir, en una parte se entregó información, en otra se clasificó parcialmente y/o se manifestó incompetencia, conforme a la Ley Federal de Transparencia, y Acceso a la Información Pública.



Archivos. En cumplimiento al numeral octavo fracciones I y II, inciso a) del “Acuerdo que tiene por objeto emitir las Disposiciones generales en las materias de archivos y transparencia para la Administración Pública Federal y su Anexo Único”, así como, a los numerales noveno, fracción I, inciso a) y b) y décimo fracción I, inciso a) del “Acuerdo del Consejo Nacional del Sistema Nacional de Transparencia, Acceso a la Información Pública y Protección de Datos Personales, por el que se aprueban los Lineamientos para la Organización y Conservación de los Archivos”, el Área Coordinadora de Archivo en seguimiento al Sistema Institucional de Archivos, se permite presentar el siguiente informe de las acciones realizadas en el ejercicio 2017:

Continuando con la implementación del Sistema Institucional de Archivos (SIA), se instaura la Oficialía de Partes del CENACE (02/01/2017), emitiendo comunicado institucional de la "Guía de Operación para la Oficialía de Partes" y el "Manual de Usuario para el Manejo de la herramienta informática de la Oficialía de Partes” (04/01/2017), en el mismo tenor, el Comité de Transparencia aprobó el “Informe Anual de Cumplimiento del Plan Anual de Desarrollo Archivístico 2016”, “Plan Anual de Desarrollo Archivística 2017” y “Programa de capacitación 2017 en materia de archivos” (27/01/2017).

También, se elaboró el Catálogo de Nomenclaturas para la emisión de oficios de las Unidades Administrativas del CENACE (26/01/2017), de igual forma, se designaron y/o ratificaron responsables de Archivo de Trámite, de las Unidades Administrativas del CENACE (febrero – marzo 2017).

Con relación a la Implementación de los Instrumentos de Control y Consulta Archivística (ICCA), la Secretaría de la Función Pública, emitió visto bueno del Árbol de Procesos de las Unidades Administrativas del CENACE (30/01/2017), de igual forma, se conformó el Grupo Interdisciplinario para la valoración documental (27/02/2017), en consecuencia, se elaboraron en coordinación con los Responsables de Archivo de Trámite, las “Fichas Técnicas de Valoración Documental” (27/02/2017).

Posteriormente, el Área Coordinadora de Archivos, realizó la actualización de los Instrumentos de Control y Consulta Archivística (ICCA), con base en las recomendaciones del AGN y el árbol de procesos actualizado por la Unidad de Planeación (15/06/2017).

En cumplimiento al marco normativo en materia de archivos, se realizó la designación del Responsable del Archivo de Concentración y del Representante Suplente ante el Comité Técnico Consultivo de Archivos del Ejecutivo Federal (COTECAEF) (06/03/2017), informando al Archivo General de la Nación (07/03/2017), posteriormente, la Dirección General de este Organismo Público Descentralizado, tiene a bien designar nuevo responsable del Área Coordinadora de Archivos (29/05/2017) y Representante Titular ante el COTECAEF (21/07/2017).

A efecto de automatizar los procesos archivísticos del Sistema Institucional de Archivos en el CENACE, se contrató el servicio para el soporte y mantenimiento del Sistema Integral de Gestión Documental y Administración de Archivos (18/07/2017), en consecuencia, se configuró y parametrizó el módulo de gestión



documental, de igual forma. el módulo de Administración de Archivos y, se integraron al módulo de gestión documental 878 servidores públicos del CENACE (julio – septiembre 2017).

Se impartió el Curso Taller de capacitación “Apertura de expedientes y registro de inventarios” (18 - 22/06/2017), así como la Conferencia “Importancia de los Archivos CENACE”, en el marco de la reunión nacional con las Gerencias de Control Regional (07/07/2017).

Para asegurar la puesta en operación del Sistema Integral de Gestión Documental y Administración de Archivos, se capacitó a servidores públicos del CENACE en el módulo de gestión documental, (octubre – noviembre 2017) y, se difundió el manual del usuario del citado módulo entre los responsables de Archivo de Trámite (07/12/2017.

Asimismo, se elaboró y publicó en el portal del CENACE la Guía Simple de Archivos (30/10/2017), misma que se puede encontrar en la siguiente liga:

http://www.cenace.gob.mx/Docs/Transparencia/CumplimientoArchivos/2017/Gu%C3%ADa%20Simple%20de%20Archivo.pdf

Considerando la actualización de los Archivos de Trámite y sus inventarios, se realizó la identificación del volumen documental de cada una de las unidades administrativas con el objetivo de conocer el porcentaje de archivo organizado y las fechas de conservación (31/08/2017).

Con relación al Programa de Trabajo para la Transferencia de Expedientes entre la CFE y el CENACE, se informó a la Comisión Federal de Electricidad que, con base en los resultados de las acciones realizadas en los Archivos de Trámite del Centro Nacional de Control de Energía, no se encontraron en posesión y resguardo expedientes de archivo de esa Comisión (23/11/2017).

Se difundió el Código de Ética del Consejo Internacional de Archivos (29/09/2017), además, se elaboraron los “Criterios Específicos de Organización y Conservación de Archivos del CENACE”, mismos que fueron aprobados por el Comité de Transparencia (05/12/2017).

En el mismo sentido, se difundieron entre los Responsables de Archivo de Trámite las fases para la implementación del Sistema Institucional de Archivos y consideraciones sobre la Rendición de cuentas en la Administración Pública Federal (13/12/2017).



Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público.

CONTRATACIONES EFECTUADAS EN EL

PERIODO JULIO – DICIEMBRE 2017 EN PESOS MN

POR LICITACIÓN PÚBLICA $ 1,280,918,456.61 POR ARTÍCULO 1 ($) 301,956,040.00 POR ARTÍCULO 41 ($) 301,176,586.02 FRACCIÓN I No existan bienes o servicios alternativos o sustitutos técnicamente razonables, o bien, que en el mercado sólo existe un posible oferente, o se trate de una persona que posee la titularidad o el licenciamiento exclusivo de patentes, derechos de autor, u otros derechos exclusivos, o por tratarse de obras de arte

55,918,954.02

FRACCIÓN II 0.00 FRACCIÓN III Existan circunstancias que puedan provocar pérdidas o costos adicionales importantes, cuantificados y justificados;

245,257,632.00

FRACCIÓN IV 0.00 FRACCIÓN V 0.00 FRACCIÓN VI 0.00 FRACCIÓN VII 0.00 FRACCIÓN VIII 0.00 FRACCIÓN IX 0.00 FRACCIÓN X 0.00 FRACCIÓN XI 0.00 FRACCIÓN XII 0.00 FRACCIÓN XIII 0.00 FRACCIÓN XIV 0.00 FRACCIÓN XV 0.00 FRACCIÓN XVI 0.00 FRACCIÓN XVII 0.00 FRACCIÓN XVIII 0.00 FRACCIÓN XIX 0.00 FRACCIÓN XX 0.00 CONTRATACIONES POR ARTÍCULO 42 ($) 24,449,665.90 PRESUPUESTO DE ADQUISICIONES, ARRENDAMIENTOS Y SERVICIOS PARA

EFECTOS DE CÓMPUTO DEL 70-30 DEL

ARTÍCULO 42 CUARTO PÁRRAFO ($)

1,908,500,748.53

% ARTÍCULO 42 RESPECTO AL PRESUPUESTO 1.28 %

CONTRATACIONES EFECTUADAS EN EL PERIODO JULIO – DICIEMBRE 2017



LEY DE OBRAS PÚBLICAS Y SERVICIOS RELACIONADOS CON LAS MISMAS

CONTRATACIONES EFECTUADAS EN EL

PERIODO ENERO – JUNIO 2017 EN PESOS MN

POR LICITACIÓN PÚBLICA $ 0.00 POR ARTÍCULO 1 ($) 0.00 POR ARTÍCULO 42 ($) 0.00 FRACCIÓN I 0.00 FRACCIÓN II 0.00 FRACCIÓN III 0.00 FRACCIÓN IV 0.00 FRACCIÓN V 0.00 FRACCIÓN VI 0.00 FRACCIÓN VII 0.00 FRACCIÓN VIII 0.00 FRACCIÓN IX 0.00 FRACCIÓN X 0.00 FRACCIÓN XI 0.00 FRACCIÓN XII 0.00 FRACCIÓN XIII 0.00 FRACCIÓN XIV 0.00 POR ARTÍCULO 43 ($) 0.00 POR ARTÍCULO 44 ($) 0.00 PRESUPUESTO DE OBRAS PÚBLICAS Y

SERVICIOS RELACIONADOS CON LAS MISMAS

PARA EFECTOS DE CÓMPUTO DEL 70-30 DEL

ARTÍCULO 43 TERCER PÁRRAFO ($)

0.00

% ARTÍCULO 43 RESPECTO AL PRESUPUESTO 0%

67.12 %

15.82 %

15.78 % 1.28 %



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

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

Partida Concepto Presupuesto Autorizado

% Reducción

Importe de Reducción

Importe Modificado

Importe Ejercido a Diciembre Ahorro

26102 Combustible 6,482 3.0% 194 6,288 4,735 -1,553 31101 Serv. de Energía Eléctrica 22,000 2.0% 440 21,560 13,822 -7,738 31501 Serv. Telefonía Celular 3,405 3.0% 102 3,303 1,410 -1,893 32302 Equipos de Fotocopiado 1,800 2.0% 36 1,764 107 -1,657 33104 Asesoría y Consultoría 112,397 0.5% 1,574 110,823 64,520 -46,303

35101 Mantto. y Conservación de Inmuebles

13,279 3.0% 398 12,881 3,815 -9,066

35501 Mantto. y Conservación de Vehículos

1,243 2.0% 25 1,218 1,373 155

37201 Pasajes Terrestres Nacionales

8,629 6.8% 587 8,042 1,138 -6,904

37206 Pasajes Terrestres Internacionales

2,602 2.0% 52 2,550 8 -2,542

37501 Viáticos Nacionales 26,000 1.0% 1,248 24,752 8,980 -15,772 38501 Gastos para alimentación 906 2.0% 18 888 276 -612 TOTAL 198,742 2.4% 4,674 194,068 100,184 -93,884

En el mes de junio de 2017, se dieron a conocer internamente los Lineamientos de Austeridad y Disciplina del Gasto del Centro Nacional de Control de Energía, en los cuales se comprometió un ahorro de recursos de 4.7 millones de pesos ( MDP ), esto en virtud de que el Organismo se encuentra en proceso de conformación de sus Funciones y su Estructura Orgánica, por lo que los montos de ahorro fueron poco representativos respecto a su gasto, no obstante se tomaron las medidas necesarias para optimizarlo.

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

Bienes y Servicios:

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



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



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

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

Los Ingresos acumulados al 31 de diciembre 2017 fueron de $21,559,151,578.60 (veintiún mil quinientos cincuenta y nueve millones ciento cincuenta y un mil quinientos setenta y ocho, 60/100 M.N.).

Los Egresos acumulados al 31 de diciembre 2017 fueron de $21,296,249,067.67 (veintiún mil doscientos noventa y seis millones doscientos cuarenta y nueve mil sesenta y siete, 67/100 M.N.).

La Disponibilidad acumulada al 31 de diciembre 2017 (capital inicial y los intereses) fue de $262,902,494.20 (doscientos sesenta y dos millones novecientos dos mil cuatrocientos noventa y cuatro 20/100 M.N.).

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

Estados de posición financiero.

Estados de resultados.

Balanza de comprobación.

Resumen de cuentas Bancarias.

Estado de cuenta los estados.



Fuente: CENACE

Fuente: CENACE

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

Acumulado a diciembre 2017 (Pesos)

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

Acumulado a diciembre 2017 (Pesos)



5.- LITIGIOS EN PROCESO. AMPAROS.

La Dirección Jurídica, se ha encargado de rendir informes previos y justificados, respecto de Amparos interpuestos por particulares, en contra de resoluciones emitidas por el CENACE, o bien en los que se impugna de la inconstitucionalidad, discusión, aprobación, expedición y ejecución del Decreto por el cual se expidió la Ley de Transición Energética, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 24 de diciembre de 2015 JUICIOS DE NULIDAD EN CONTRA DEL CENACE:

Se atienden dos juicios promovidos en contra del CENACE, por las siguientes empresas, quienes reclaman: A) Energía San Pedro S.C. de

R.L. DE C.V. Exp: 3226/15-06-01-8. Sala Regional Noroeste del Tribunal Federal de Justicia Administrativa.

La nulidad de las resoluciones contenidas en oficios: I. CENACE/ACNE/STC/229/2015 de 15 de mayo de 2015. II. CENACE/ACNE/STC/296/2015 de 11 de junio de 2015. III. CENACE/ACNE/STC/297/2015 de 11 de junio de 2015. Donde se informa que, con relación a sus solicitudes de inclusión de sus nuevos socios, se les requiere presente una solicitud de determinación de los cargos correspondientes a los servicios de transmisión, así como la celebración de un convenio de transmisión que incluya el nuevo escenario de porteo.

B) P&C Limpieza, S.A. de C.V. y Fumigaciones y Limpieza Integral, S.A. de C.V.

Exp: 15458/17-17-10-8 10ª Sala Regional Metropolitana del Tribunal Federal de Justicia Administrativa.

La nulidad de la determinación contenida en el oficio CENACE/DAF-SA/211/2017, de fecha 12 de junio de 2017, suscrito por el Subdirector de Administración de la Dirección de Administración y Finanzas del Centro Nacional de Control de Energía, a través del cual se comunicó a las demandantes la ratificación de la determinación de improcedencia en el pago de los gastos no recuperables, los cuales ascienden a la cantidad aproximada de $228,397.62 (doscientos veintiocho mil, trescientos noventa y siete pesos 62/100 moneda nacional).

JUICIOS PROMOVIDOS POR EL CENACE:

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



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

JUICIOS LABORALES:

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

Expediente Demandado (s) Tercero Junta de Conciliación

y Arbitraje. Prestaciones Reclamadas

Monto aproximado

1430/2013 C.F.E. y SUTERM CENACE Junta Especial de la Federal No. 42 en Torreón Coah.

Reinstalación, Salarios Caídos, otorgamiento de Planta y Base y otras prestaciones

$227,481.95 que variará dependiendo las resultas del juicio.

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

Reinstalación, Salarios Caídos y otras prestaciones

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

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

Reinstalación, Salarios Caídos, Reconocimiento de Antigüedad y otras prestaciones


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

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

Indemnización Constitucional, Salarios Caídos y otras prestaciones


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

Juicios de Amparo

Juicios de Nulidad en contra del

CENACE.

Juicios de Nulidad promovidos por el CENACE

Juicios Laborales

7 2 32 4

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



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

XIX. LOGROS.

CRECIMIENTO DE GENERADORES PRIVADOS EN EL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA

Del 1 de Julio al 31 de diciembre 2017, ingresaron 36 nuevos generadores al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), esto representa una incursión al MEM de: 8 generadores y 6 nuevos participantes, además de un incremento de generadores ya existentes como es el caso de 22 generadores más para CFE y 6 generadores más para Fisterra.

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

Se está realizando el despacho a las unidades de central eléctrica a través del RID (se eliminó archivo de MDA y AUGC en Excel).



Durante el día de operación por condiciones del sistema: fallas, degradaciones, comportamiento de la demanda, situaciones climatológicas en el país, eventos fortuitos, se atendieron 13,382 ofertas de tiempo real.

Se realización dos pruebas de sintonización de las herramientas de Mercado en Tiempo Real MTR-RID con la participación de las UCE.

Para la sintonización de las herramientas MTR-RID se implementaron 15 mesas de trabajo en interacción CENACE-INEEL las cuales se están llevando con un avance del 75%.

Dentro del proceso de sintonización, se generaron reportes de inconsistencias e infactibilidades diarias del MTR y RID los cuales son reportados al INEEL.

Con la implementación del Mercado en Tiempo Real se generaron procedimientos operativos para el MTR, índice de entradas manuales, grupos de trabajo para adecuación del MTR-RID con la operación.

Se diseñó y elaboró programa de capacitación para las Gerencias de Control Regional con respecto al mercado en corto plazo para la sensibilicen del personal operativo de las gerencias con la operación en tiempo real.

Se realizó reporte ejecutivo del Estado del MTR-RID para niveles directivos Se realizó un Manual para el uso de la herramienta ExPost y Manual para la publicación de resultados del

ExPost. Se mantuvo el proceso MTR Expost para el cálculo de los precios de la Operación del mercado en Tiempo

Real, que implicó:

Verificación de la asignación de unidades en el día de operación

Validación de Ofertas en el día de operación

Validación del cumplimiento de los límites de transmisión

Verificación del comportamiento de las Reservas Operativas

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

VINCULACIÓN INTERNACIONAL

Ámbito Multilateral Participación en la XIV Reunión Anual de GO15 y Conferencia APEX 2017



Del 16 al 22 de octubre, el Director General y el Director de Administración del Mercado Eléctrico Mayorista, participaron en la Reunión Anual de GO15 (asociación de operadores de redes eléctricas más grandes del mundo), el foro de APEx (asociación de transacciones eléctricas) y el taller conjunto entre ambas organizaciones. El objetivo de esta participación fue el de reforzar la visibilidad del CENACE en foros internacionales especializados a través de la intervención de estos funcionarios en un panel especializado sobre recursos de energía distribuida, operaciones de la red e impacto global, en el que intercambiaron ideas con altos representantes de los operadores eléctricos de California y del este de Estados Unidos (CAISO y PJM, respectivamente), la empresa SIEMENS y la Agencia Internacional de Energía.

Acceso a programas de capacitación ofrecidos por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE)

En noviembre, el CENACE institucionalizó un canal de comunicación con la SENER, a fin de beneficiarse de los programas de capacitación que la OLADE ofrece permanentemente a las instituciones públicas mexicanas en varios temas técnicos y transversales del sector energético. El acceso a este programa de cursos beneficiará el desarrollo y formación continua del capital humano del CENACE.

Contribución al Plan de Acción Individual (IAP) del Foro de Cooperación Económica Asia-Pacífico (APEC)

En diciembre, en el marco del cumplimiento de las Metas de Bogor en materia de liberalización y facilitación dl comercio e inversión en la región de Asia-Pacífico, CENACE reportó el progreso de México en la implementación de la reforma eléctrica.

Ámbito Bilateral

Mejoramiento de las capacidades del CENACE mediante el apoyo de la Cooperación Alemana al Desarrollo (GIZ)

El 24 de agosto, se realizó el Taller “Importancia de la integración: Aspectos y experiencia internacional sobre la integración de fuentes de energía renovable”, organizado en colaboración con la GIZ y con la participación de un especialista de Elia Grid International. El objetivo fue analizar experiencias internacionales en materia de flexibilidad, herramientas de pronósticos de energía renovable variable, planeación y desarrollo de la red eléctrica. Con este tipo de esfuerzos de colaboración internacional, el CENACE aprovecha la experiencia de otros países para fortalecer sus capacidades institucionales en el diseño, uso y aplicación de modelos de pronósticos de corto plazo de generación renovable en México con la finalidad de mejorar sus propias operaciones.

Visita del operador eléctrico de Uruguay



Del 16 al 18 de octubre de 2017, el CENACE recibió la visita de dos funcionarios de la Administración Nacional de Usinas y Transmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay, organización responsable de la operación del sistema eléctrico de ese país. A través de esta visita, la UTE pudo absorber de primera mano la amplia experiencia del CENACE acerca del uso de los simuladores de entrenamiento para operadores, con miras a implementar una iniciativa similar para beneficio del sistema eléctrico en ese país.

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

El 6 de diciembre, el Comité Directivo del Programa México-Dinamarca sobre Energía y Mitigación del Cambio Climático 2017-2020, aprobó el presupuesto y las actividades del Programa de Trabajo CENACE-Energinet.DK 2017-2020. Dicho Programa incluye un componente financiero-técnico dirigido al CENACE, con el objetivo de apoyarlo para implementar las mejores prácticas en la planeación y operación de la red de transmisión y para mejorar sus capacidades para la integración de energías renovables variables en el sistema eléctrico de México.

Participación en un taller y visita técnica a Berlín sobre energía renovable

Del 1 al 3 de noviembre, dos funcionarios de alto nivel del CENACE participaron en un taller y gira de estudio sobre integración de energías renovables variables y flexibilidad de plantas eléctricas en Berlín, organizado por los gobiernos de Alemania y Dinamarca, en colaboración con la Agencia Internacional de Energía. La participación en ese taller y visita técnica promovieron la imagen del CENACE a nivel internacional, y fortaleció, además, los lazos de colaboración técnica con los gobiernos de Alemania y Dinamarca, los cuales constituyen sus fuentes principales de cooperación técnica.

Mejoramiento de la visibilidad internacional del CENACE - Visita de Delegación de Kazajistán

El 13 de noviembre el CENACE recibió la visita de una delegación del Gobierno de la República de Kazajistán involucrada en la planeación de la primera subasta eléctrica en ese país. La visita tuvo el objetivo de compartir la experiencia del CENACE en la implementación de las subastas eléctricas, así como promover internacionalmente los logros de la reforma eléctrica en México.

Fortalecimiento de la relación con el gobierno de Finlandia

El 16 de noviembre, el Director General y varios directivos del CENACE recibieron al Subsecretario de Relaciones Económicas de Finlandia y al Embajador de ese país en México, además de otros funcionarios de gobierno y representantes de empresas de energía de ese país. La reunión tuvo como fin identificar y promover oportunidades de cooperación y comercio para las empresas finlandesas en el marco de las nuevas oportunidades de inversión detonadas a partir de la reforma del sector eléctrico en México.



XII Reunión Anual de la Alianza México-Canadá (AMC)

Los días 23 y 24 de noviembre se llevó a cabo la XIII Reunión Anual de la Alianza México-Canadá (AMC), en la Ciudad de México, en cuyo grupo de energía participó el CENACE. Durante este encuentro los funcionarios de las áreas técnicas y de vinculación institucional del CENACE resaltaron los avances de la reforma eléctrica, y aprovechando los avances logrados en materia de hidrocarburos entre ambos países, propusieron nuevas oportunidades de colaboración incluyendo el énfasis en la formación especializada de recursos humanos y el intercambio de expertos y experiencias en materia de transmisión de electricidad.

VINCULACIÓN NACIONAL

Reunión de Alto Nivel CENACE-CENAGAS

El 1 de septiembre se llevó a cabo la Segunda Reunión de Alto Nivel entre los cuadros directivos del CENACE y CENAGAS. En la reunión se abordaron varios temas estratégicos relacionados con la operación los sistemas eléctricos y de gasoductos en el país, además de acordar el intercambio de información operativa y compartir experiencias sobre temas administrativos y financieros.

En seguimiento a los acuerdos de dicha reunión, el 8 de noviembre se atendió una reunión entre los titulares de las áreas transversales y de gobernanza del CENACE y CENAGAS para discutir oportunidades de alineación y colaboración en materias tan diversas como transparencia y acceso a la información, vinculación internacional e interinstitucional, comunicación social, género y control de gestión e indicadores de desempeño. A partir de esta reunión se acordó iniciar el diálogo entre ambas instituciones sobre estos temas, y explorar la ejecución de proyectos conjuntos con valor para ambas instituciones.

CAMPUS VIRTUAL

El Campus Virtual cumple funciones de servicios educativos especializados. (Universidad CENACE).

Se logró cumplir con el 100% de los cursos programados de Manual Regulatorio de Coordinación Operativa y Básico del Mercado Eléctrico Mayorista, así como el 94.44% de los cursos de Operación.

Se tuvo un ingreso por cursos de Operación, MRCO y MEM por un importe de $ $4,304,249.60



Se realizaron 30 tutoriales para el uso del RID.

Se reciben los avances de la Maestría de Tecnologías de la Información.

Recepción de la coordinación de los cursos del Mercado Eléctrico Mayorista.

Coordinación y Asignación de Instructores para cursos de Operación y Mercado Eléctrico Mayorista de los cuales son 7 de Operación y 24 del MEM.

Gestión Administrativa del Servicio de Adiestramiento en el Simulador.

Cursos Participantes Inscritos

Horas de Capacitación

Ingreso Costo Evitado

Operación 382 12,968 $209,496 $1,875,395.20

Manual Regulatorio de Coordinación Operativa

2,597 50,644 $335,193.60 $7,892,640.00

Capacitación Aspirantes de las GCR 17 632 $102,636.80

Básico del MEM 650 7,188 $3,393,000.00

Registro y Acreditación de Participantes del MEM

158 870 $366,560.00

Total 3,804 72,302 $4,304,249.60 $9,870,672.00



7. OTROS TEMAS. XX. CAPACITACIÓN A LOS PARTICIPANTES DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA Y PERSONAS QUE LO REQUIERAN.

A partir de la experiencia y resultados obtenidos en el Programa de Capacitación en Temas del MEM 2016, para el 2017 CENACE diseñó, planeo y llevó a cabo el Programa de Capacitación en Temas del Mercado Eléctrico Mayorista, el cual con base en la demanda se mantuvo activo durante diez meses, de febrero a noviembre del presente año, con cursos dirigidos a los candidatos a Participantes del Mercado Eléctrico Mayorista, autoridades, investigadores y todo aquel que lo requiriera.

Para el portafolio del 2017, se incorporaron nuevas Sedes en las que ofertamos los siguientes Cursos:

Registro y Acreditación a los Participantes del Mercado Eléctrico Mayorista (CRyAPM), con el objetivo de ampliar los conocimientos de los Participantes de Mercado ofreciendo una detallada guía para su proceso de Registro y Acreditación ante la CENACE.

Básico del Mercado Eléctrico Mayorista (CBMEM), con el objetivo de que los interesados conozcan los procesos del mercado de corto plazo del Mercado Eléctrico Mayorista; apliquen ofertas de compra y venta de energía; consulten resultados y estados de cuenta en el sistema de información de mercado; y conozcan el método de elaboración de una factura. Este curso es obligatorio para los candidatos a Participantes del Mercado.

En enero de 2017, CENACE publicó en su portal web el Programa de Capacitación en temas del Mercado Eléctrico Mayorista 2017:

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

Curso Básico del Mercado Eléctrico Mayorista. Consultar sección “Programa Cursos BMEM 2017” en la liga: http://www.cenace.gob.mx/Paginas/Publicas/MercadoOperacion/CursoMEM.aspx

No. Cursos (29) Mes Sede

1 Febrero CDMX

2 Marzo

CDMX

1 Mexicali

1 Abril

Monterrey

2 CDMX



2

Mayo

CDMX

1 Monterrey

1 Hermosillo

1 Mexicali

1

Junio

Guadalajara

2 CDMX

1 Mérida

2 Agosto

CDMX

1 Puebla

2 Septiembre

CDMX

1 Monterrey

1

Octubre

Mérida

2 CDMX

1 Guadalajara

1 Puebla

2 Noviembre CDMX

Curso de Registro y Acreditación de Participantes. Consultar sección “Programa Curso RyAPM 2017” en la liga:

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

No Cursos (8) Mes Sede

1 Enero CDMX

2 Marzo CDMX

1 Abril CDMX

1 Mayo Mexicali

1 Junio Mérida

1 Septiembre Monterrey

1 Octubre CDMX

En 2017, 1411 personas se interesaron en tomar estos cursos de capacitación registrándose en el Sistema de Inscripciones a Capacitación Especializada (SICE), de las cuales 1,135 personas descargaron referencia bancaria



para posteriormente realizar el pago del curso de su interés, de tal suerte que 891 personas se interesaron en el CBMEM y 244 en el CRyAPM, como se puede observar en el siguiente gráfico:

577

719801

931

1052

11641226

1300 13171403 1411 1411

430

602697

793884

976

1050 1099 1099 1135 1135 1135

299

434 515

594

681 753

814 860 860 891 891 891

131 174 182 196 203 223 236 239 239 244 244 244

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

24-ene 24-feb 27-mar 27-abr 28-may 28-jun 29-jul 29-ago 29-sep 30-oct 30-nov 31-dic

Demanda de Cursos de Capacitación del MEM 2017(Personas Registradas y con Referencia Bancaria)

Registrados Total Referencias Bancarias CBMEM CRyAPM

El Programa de Capacitación en Temas del MEM para 2017, lo concluimos con los siguientes resultados:

Curso Grupos Con Referencia B. Inscritos Asistentes Acreditados

Básico del Mercado 29 891 650 599 537

Registro y Acreditación 8 244 158 142 120

Totales 37 1135 808 741 657

Cada curso incluyó una evaluación inicial de diagnóstico y una evaluación final. En esta última el resultado generalmente se ubicó en niveles de 90 puntos o más como a continuación se muestra:



66

5552

60

52

6559

70

5853

5761

5055

5955 57 58

54

62

54 5255

59

6661

70

61

9590

93 94 94 93 93 9497

91 93 94 9387

92 93 92 94 93 9592 92 91

9592 90

94 92

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

G01 G02 MXL01 G03 MTY01 G04 G05 MTY02 HMO01 MXL02 G06 GDL01 G07 MID01 G08 G09 PBC01 G10 G11 MTY03 G12 MID02 G13 GDL02 G14 PBC02 G15 G16

Calificaciones Promedio de Alumnos CBMEM 2017

Examen Diagnóstico Examen final

Sedes:G: CDMXMXL: MexicaliMTY: MonterreyHMO: HermosilloGDL: GuadalajaraMID: MéridaPBC: Puebla

5546 42

52

41 43

5762

91 90 9390

97 90 91 91

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

G01 G02 G03 G04 MXL01 MID01 MTY01 G06

Calificaciones Promedio de Alumnos CRYAP 2017

Examen diagnóstico Examen final

Sedes:G: CDMX MXL: MexicaliMID: MéridaMTY: Monterrey

A través de la encuesta de calidad realizada al final de cada curso, se tuvo conocimiento que la percepción del beneficio de conocimiento obtenido vs el precio del curso fue de buena a excelente:



89

96 96

93

88

93

88

97

98

92

9598

9494

9195

85

97

90

9595 94

95

89

87

95 95

93

89

95

87

9597

9496

97

9493

90

93

84

95

90

9495

90

93

89

75

80

85

90

95

100

G01 G02 MXL01 G03 MTY01 G04 G05 MTY02 HMO01 MXL02 G06 GDL01 MID01 G07 G08 G09 PBC01 MTY03 G12 G13 G14 PBC02 G15 G16

Resultados de la Percepción de los AlumnosCurso Básico del MEM 2017

Evaluación Total Percepción Inversión/Beneficio

95

93

89

90

95

93 9190

95

93

8789

94

9192

91

80

82

84

86

88

90

92

94

96

98

100

G01 G02 G03 G04 MXL01 MID01 MTY01 G06

Resultados de la Percepción de los AlumnosCurso de Registro y Acreditación 2017

Evaluación Total Percepción Inversión/Beneficio

XXI. CAPACITACIÓN PERSONAL DE LA SUBDIRECCIÓN DE PLANEACIÓN.

La Subdirección de Planeación llevó a cabo cursos dirigidos a personal técnico de la propia Subdirección y de las Gerencias de Control Regionales, con el objetivo de ampliar los conocimientos técnicos del proceso de planeación de la expansión del sistema, interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga.

• Análisis de Sistemas Eléctricos de Potencia octubre de 2017 con 10 participantes, duración 40 horas.

Sedes: G: CDMX MXL: Mexicali MTY: Monterrey MID: Mérida

Sedes: G: CDMX MXL: Mexicali MTY: Monterrey HMO: Hermosillo GDL: Guadalajara MID: Mérida PBC01: Puebla



XXII. ESTADO QUE GUARDA EL SISTEMA DE CONTROL INTERNO INSTITUCIONAL

Proceso de Evaluación del Sistema de Control Interno Institucional:

En total concordancia a lo señalado en Manual Administrativo de Aplicación General en Materia de Control Interno, en el mes de noviembre se elaboró y remitió a la Secretaría de la Función Pública (SFP) la matriz de procesos prioritarios seleccionados para efectuar, a partir de la identificación del grado de implementación y operación de las cinco Normas Generales de Control Interno, la Evaluación del Sistema de Control Interno Institucional 2017.

La captura de dichas evaluaciones se incorporó en la herramienta informática de la SFP en el mes de diciembre conforme al plazo establecido para ello, de tal suerte que la consolidación de las evaluaciones, efectuadas de manera clara y objetiva por el CENACE, arrojó un porcentaje de cumplimiento con base en la evidencia de 79.3, calificación que fue muy superior a la alcanzada en el ejercicio del 2016 (41.7%), situación que denota, en términos globales, que el organismo mejoró notablemente en esta materia. Las acciones de mejora que permitan continuar fortaleciendo el SCII quedarán comprometidas en el Programa de Trabajo de Control Interno 2018 (PTCI).

XXIII. AVANCE EN LA ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS INSTITUCIONALES

En el marco de las Disposiciones y el Manual Administrativo de Aplicación General en Materia de Control Interno (SFP), el CENACE -a través de la Unidad de Riesgos- llevó a cabo durante el segundo semestre de 2017 trabajos destinados a reforzar la cultura de riesgos y el Enfoque Basado en Riesgos con la Alta Dirección, encaminados en la definición e integración de la Matriz de Riesgos y el Programa de Trabajo de Administración de Riesgos de 2018.

El CENACE inicia el segundo semestre del 2017 con una Matriz de Riesgos en la que se encuentran documentados 7 riesgos, que fueron identificados durante el último trimestre del 2016.

Con la formalización del Grupo de Trabajo, integrado por los titulares de las unidades administrativas, el titular del Órgano Interno de Control, el Coordinador de Control Interno y el Enlace de Riesgos, el 31 de octubre del 2017 inició el proceso de administración de riesgos del CENACE para el ejercicio 2018.



En relación con los riesgos identificados al último trimestre del 2017 cabe mencionar que se documentaron 5 nuevos riesgos a nivel estratégico y 8 a nivel operativo. En el transcurso de este proceso, de los 7 riesgos identificados en 2016, 4 se reclasificaron a nivel operativo, 2 se incluyeron como factores de riesgo y 1 sigue vigente a nivel estratégico. Por lo que, la Matriz de Riesgos actual se integra con 12 riesgos a nivel operativo y 6 a nivel estratégico, incluido el riesgo de corrupción. Aunque todos los riesgos cuentan con un Programa de Trabajo, a través del Comité de Control y Desempeño Institucional (COCODI) se dará seguimiento únicamente a los riesgos de nivel estratégico y de corrupción.

No. Riesgos revisados y/o documentados durante el último trimestre del 2017 Tipo de Riesgo

1 Sistema Eléctrico Nacional operado en condiciones deficientes y sin cumplir con los estándares establecidos.

Estratégico

2 Mercado eléctrico mayorista implementado y operado en forma acotada y limitada a los recursos disponibles. Estratégico

3 Planeación de la ampliación y modernización de la RNT y RGD realizada ineficiente e ineficaz.

Estratégico

4 Capital humano insuficiente y sin las competencias necesarias para el cumplimiento de los objetivos y valores Institucionales

Estratégico

5 Colusión entre servidores públicos y con terceros en la adjudicación de contratos para obtener beneficios indebidos.

Corrupción

6 Capacidad financiera insuficiente para cubrir las Obligaciones laborales. Estratégico

7 Información contable insuficiente o errónea provocada por el inadecuado registro en las Gerencias de Control Regional.

Operativo

8 Socializar las pérdidas derivadas del incumplimiento de pago y de garantías insuficientes de los Participantes del Mercado. Operativo

9 Procesos críticos de negocio comprometidos por contar con una infraestructura tecnológica al término de su vida útil.

Operativo

10 Información extraída externamente al proceso de subastas de largo plazo. Corrupción

11 Solicitudes de Licencia autorizadas inadecuadamente. Operativo

12 Conducta indebida en la gestión de solicitudes de licencia. Operativo

13 Incumplimiento de los programas de mantenimiento. Operativo

14 Sistemas informáticos para la gestión de procesos insuficientes y con mecanismos de seguridad incipientes.

Operativo

15 Gestión de Recursos humanos con deficiencias estratégicas, operativas y administrativas para el desarrollo de procesos de la Unidad de Planeación Operativa.

Operativo

16 Mercado para el Balance de Potencia realizado en forma deficiente. Operativo

17 Subasta de Mediano Plazo realizado de forma deficiente. Operativo

18 Gestión del gasto realizada de manera inadecuada. Operativo



ANEXO 1 SISTEMA DE INFORMACIÓN DE MERCADO

Tabla de avances de publicación

Publicaciones

Área SIM

Publicaciones

Públ

ica

http

://w

ww

.cen

ac

Actas y minutas del Consejo de Administración

Cálculos de Reserva de Generación

Cantidades Asignadas de Energía Eléctrica MDA

Cantidades Asignadas de Servicios Conexos MDA

Cantidades Asignadas por PM MDA

Capacidad de Transferencia de Enlaces Internacionales

Catálogo de Cursos de Capacitación

Catálogo de NodosP

Colas de Interconexión

Cuotas de Registro de PM

Demanda Real del Sistema – Por Balance

Demanda Real del Sistema – Por Retiros

Estimación de Pérdidas en la RNT

Estimación de Pérdidas en las RGD

Información sobre la Confiabilidad del SEN

Información sobre las Subastas de Largo Plazo

Información sobre las Subastas de Mediano Plazo

Instrucciones de Arranque y Paro

Metodología para el cálculo de Servicios Conexos

Modelos Generales de Planeación



Niveles de Embalse

Niveles de Pérdidas aprobadas por la CRE

Normatividad y Marco Regulatorio sobre el MEM

Obligaciones de Potencia

Ofertas de compra y venta MDA y MTR (Expost)

Participantes del Mercado con contrato vigente

Precio Neto de Potencia

Precios Marginales Locales MDA y MTR (Expost)

Precios Nodos Distribuidos MDA y MTR (Expost)

Precios Servicios Conexos MDA y MTR (Expost)

Programa de Importación y Exportación MDA

Pronósticos de Generación Intermitente

Reglas del Mercado (Bases y Manuales de Prácticas)

Reportes semanales sobre el desempeño del MEM

Requerimientos totales de Servicios Conexos MDA y MTR (Expost)

Resultados de la Asignación de los DFT’s Legados

Resultados de las Subastas de Largo Plazo

Resultados del Mercado para el Balance de Potencia

Ce

rtifi

cada

Estado de las Solicitudes de Conexión e Interconexión (SIASIC)

Estado de las Solicitudes de Salida de los PM (SIASAM)

Estados de Cuenta Diarios

Estudios completos de las solicitudes de Interconexión y Conexión (SIASIC)

Facturación

Instrucciones de despacho de tiempo real (AUGC)

Límites de Transmisión MDA

Monto Garantizado de Pago



Ofertas de compra y venta MDA y MTR (Expost)

Ofertas del Mercado para el Balance de Potencia

Ofertas en las Subastas de Largo Plazo (SITIO DE SLP)

Parámetros de Referencia

Programa de Importación y Exportación MDA

Responsabilidad Estimada Agregada

Resultados del MDA (Unidades y Centros de Carga)

Resultados del AUGC (Unidades)

Segu

ra

Modelo de Planeación del SEN

Modelo de Red (MDA) Parámetros eléctricos de elementos que conformen la RNT y las RGD. Archivos de

Nodos y Ramas. Restricciones y límites operativos de transmisión. Archivos de Enlaces. Disponibilidad de cada elemento de la RNT y las RGD. Archivos del estado de los

transformadores y de las líneas.

Modelo Comercial y de Facturación (MDA) Nodo de inyección y Nodo de Precio de cada unidad directa o indirectamente

modelada. Nodo de retiro y Nodo de Precio de cada carga directa o indirectamente modelada. Factores de Distribución de Carga por Zona de Carga y Hora.

Modelo de los DFT’s Legados Reporte de Liquidaciones:

Penalizaciones por incumplimientos a las instrucciones del despacho económico en TR

Garantía de Suficiencia de Ingresos Exceso y faltante neto de renta de congestión Exceso y faltante neto de cobro por pérdidas marginales

Contingencias consideradas en la evaluación de seguridad y Confiabilidad del SEN

Salidas en Adelanto de Elementos del SEN

Salidas Ocurridas de Elementos del SEN



ANEXO 2 ESTRUCTURA ORGÁNICA

El Consejo de Administración en su Sesión 14 Ordinaria, celebrada el 23 de marzo de 2017, mediante el acuerdo CA-006/2017-14, aprobó la modificación de la estructura orgánica del Centro Nacional de Control de Energía, instruyendo al Director General a llevar a cabo las gestiones necesarias ante la Secretaría de Hacienda y Crédito Público y la Secretaría de la Función Pública , para la aprobación y registro de la modificación de la estructura orgánica, de conformidad con las disposiciones jurídicas aplicables.



ANEXO 3 EMPRESAS QUE SOLICITARON SERVICIO DE TRANSMISIÓN

No. Razón Social Fuente de energía Fecha de recepción

Estado de la solicitud

1 Enerkin, S.A.P.I. de C.V. Renovable 03-jul-17 Terminado 2 Iberdrola Energía La Laguna, S.A. de C.V. Convencional 04-jul-17 Terminado 3 Fábrica de Papel San Francisco, S.A. de C.V. Convencional 05-jul-17 Proceso 4 Abent 3T, S.A.P.I. de C.V. Renovable 10-jul-17 Proceso 5 Fuerza y Energía de Tuxpan, S.A. de C.V. Convencional 14-jul-17 Terminado 6 Iberdrola Energía La Laguna, S.A. de C.V. Convencional 21-jul-17 Terminado 7 Energía Chihuahua, S.A. de C.V. Convencional 20-jul-17 Terminado 8 Fábrica de Envases de Vidrio, S.A. de C.V. Convencional 01-ago-17 Proceso 9 Iberdrola Energía Altamira, S.A. de C.V. Renovable 03-ago-17 Terminado 10 Iberdrola Cogeneración Ramos, S.A. de C.V. Renovable 03-ago-17 Terminado 11 Parques Ecológicos de México, S.A. de C.V. Renovable 03-ago-17 Terminado 12 Cogeneración de Energía Limpia de Cosoleacaque, S.A. de C.V. Renovable 03-ago-17 Terminado 13 Fuerza Eólica del Istmo, S.A. de C.V. Renovable 03-ago-17 Terminado 14 Tai Durango Uno, S.A.P.I. de C.V. Renovable 11-ago-17 Proceso 15 Dominica Energía Limpia, S. de R.L. de C.V. Renovable 11-ago-17 Terminado 16 Eoliatec del Pacífico, S.A.P.I. de C.V. Renovable 14-ago-17 Terminado 17 Energía San Luis de la Paz, S.A. de C.V. Convencional 15-ago-17 Proceso 18 Eólica de Arriaga, S.A.P.I. de C.V. Renovable 16-ago-17 Terminado 19 Energía Infra, S.A.P.I. de C.V. Renovable 21-ago-17 Terminado 20 Iberdrola Energía Monterrey, S.A. de C.V., Central Dulces Convencional 24-ago-17 Terminado 21 Iberdrola Energía Monterrey, S.A. de C.V. Convencional 24-ago-17 Terminado 22 Clarum Energy, S.A. de C.V. Convencional 31-ago-17 Proceso 23 Tala Electric, S.A. de C.V. Renovable 08-sep-17 Terminado 24 Sky EPS Supply, S.A. de C.V. Renovable 12-sep-17 Terminado 25 EURUS, S.A.P.I. de C.V. Renovable 13-sep-17 Terminado 26 Central LFGE León, S. de R.L. de C.V. Renovable 26-sep-17 Terminado 27 Iberdrola Cogeneración Bajío, S.A. de C.V. Renovable 27-sep-17 Terminado 28 Sky EPS Supply SM, S.A. de C.V. Renovable 05-oct-17 Terminado 29 Electricidad del Golfo, S. de R.L. de C.V. Renovable 10-oct-17 Proceso 30 Tractebel Energía de Monterrey, S. de R.L. de C.V. Convencional 12-oct-17 Terminado 31 Geotérmica para el Desarrollo, S.A.P.I. de C.V. Renovable 12-oct-17 Terminado 32 Eólica del Golfo 1, S.A.P.I. de C.V. Renovable 11-oct-17 Proceso 33 Secretaría de la Defensa Nacional (Parque Eólico SEDENA) Renovable 17-oct-17 Proceso 34 Iberdrola Energía Monterrey, S.A. de C.V. Convencional 18-oct-17 Proceso 35 Impulsora Mexicana de Energía, S.A. de C.V. Convencional 20-oct-17 Proceso 36 Generadora Pondercel, S.A. de C.V. Convencional 20-oct-17 Terminado 37 Pier II Quecholac Felípe Ángeles, S.A. de C.V. Renovable 30-oct-17 Terminado 38 Parques Ecológicos de México, S.A. de C.V. Renovable 30-oct-17 Terminado



…continuación Anexo 3

Empresas que solicitaron Servicio de Transmisión

No. Razón Social Fuente de energía Fecha de recepción

Estado de la solicitud

39 Energía Azteca X, S.A. de C.V. Convencional 31-oct-17 Proceso 40 Energía Infra, S.A.P.I. de C.V. Renovable 27-oct-17 Terminado 41 Avery Products, S. de R.L. de C.V. Convencional 07-nov-17 Proceso 42 Eólica Dos Arbolitos, S.A.P.I. de C.V. Renovable 08-nov-17 Proceso 43 México Generadora de Energía, S. de R.L. Convencional 21-nov-17 Proceso 44 Iberdrola Cogeneración Ramos, S.A. de C.V. Renovable 21-nov-17 Terminado 45 GAT Energía, S.A. de C.V. Renovable 21-nov-17 Terminado 46 Piasa Cogeneración, S.A. de C.V. Renovable 23-nov-17 Proceso 47 Interiores Aéreos, S.A. de C.V. Convencional 30-nov-17 Proceso 48 Energía Eólica del Sur, S.A.P.I. de C.V. Renovable 01-dic-17 Proceso 49 Enertek, S.A. de C.V. Convencional 06-dic-17 Proceso 50 Iberdrola Cogeneración Altamira, S.A. de C.V. Convencional 07-dic-17 Proceso 51 Cooperativa La Cruz Azul, S.C.L. Renovable 19-dic-17 Proceso 52 Iberdrola Energía Monterrey, S.A. de C.V., Central Dulces Convencional 22-dic-17 Proceso

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