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Metodología, Criterios y Términos para
Contratos Legados
Secretaría de Energía
Subsecretaría de Electricidad
Agosto de 2017
1
Contenido
I. Antecedentes 2
II. Objetivos de los Contratos Legados 2
III. Fuentes de información 3
IV. Universo de centrales 5
V. Metodología y Criterios para la selección de Centrales Legadas 13
VI. Resultado de la Evaluación: Proyectos seleccionados para Contratos Legados 17
VII. Términos comerciales de los Contratos Legados 20
A. Esquemas de Contratación 20
Centrales térmicas de la CFE 20
Centrales de Energía renovable de CFE 20
Centrales PIE 21
B. Cantidades incluidas en los Contratos Legados 21
Certificados de Energías Limpias 22
C. Costos incluidos en los Contratos Legados 23
D. Factores de ajuste 25
VIII. Centrales de Menor Costo 27
IX. Fuentes de Información 27
Anexo 1 Determinación de la tarifa nivelada de los contratos de reserva de capacidad que tiene la
CFE para el transporte de gas natural 30
Información utilizada y consideraciones: 30
Metodología y Resultados: 31
Anexo 2 Selección de Centrales para Contrato Legado, bajo escenario inicial y final 38
Anexo 3 Centrales eléctricas legadas y centrales externas legadas que serán asociadas en prioridad a
los usuarios domésticos 44
Anexo 4 Desmantelamiento de la Central Nucleoeléctrica Laguna Verde 45
Central Nucleoeléctrica Laguna Verde (CNLV) 45
Anexo 5 Ajustes posteriores a la solicitud de Opinión de la CRE en agosto 2016. 47
2
I. Antecedentes
El artículo Décimo Noveno Transitorio de la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) señala que los
Suministradores de Servicios Básicos tendrán la opción de celebrar Contratos Legados bajo la
figura de Contratos de Cobertura Eléctrica
1
, con precios basados en los costos y contratos
respectivos, que abarcan la energía eléctrica y Productos Asociados
2
de cada Central Eléctrica
Legada y Central Externa Legada.
Para ello, la Secretaría de Energía, con opinión de la Comisión Reguladora de Energía, establece los
términos, plazos, criterios, bases y metodologías de los Contratos Legados para el Suministro
Básico y determina los mecanismos de evaluación de los mismos.
Las Centrales Eléctricas Legadas son aquellas centrales que, a la entrada en vigor de la LIE, no
estaban incluidas en un permiso para generar energía eléctrica bajo la modalidad de
autoabastecimiento, cogeneración, pequeña producción, producción independiente o usos propios
continuos, y son propiedad de los organismos, entidades o empresas del Estado y se encuentran en
condiciones de operación, o aquellos cuya construcción y entrega se haya incluido en el
Presupuesto de Egresos de la Federación antes del 11 de agosto del 2014 en modalidad de inversión
directa.
Por su parte, las Centrales Externas Legadas son centrales que, a la entrada en vigor de la Ley estén
incluidas en un permiso para generar energía eléctrica bajo la modalidad de producción
independiente, o aquellas cuya construcción y operación se haya incluido en el Presupuesto de
Egresos de la Federación, antes del 11 de agosto del 2014, en modalidad de inversión condicionada.
Es importante destacar que, la LIE es muy específica en señalar que los Contratos Legados deben
minimizar los costos del Suministro Básico para la reducción de las tarifas finales a los usuarios.
En el presente documento se establecen los términos, plazos, criterios, bases y metodologías de los
Contratos Legados para el Suministro Básico establecidos por la Secretaría de Energía.
II. Objetivos de los Contratos Legados
El principal objetivo de los Contratos Legados es minimizar el costo de energía para el Suministro
Básico, y que esto se traduzca en menores tarifas para los usuarios finales.
1
La Ley de la Industria Eléctrica define los Contratos de Cobertura Eléctrica como acuerdos entre participantes del
Mercado mediante los cuales se obligan a la compraventa de energía eléctrica o Productos Asociados en una hora o fecha
futura y determinada, o a la realización de pagos basados en los precios de los mismos. Los Contratos de Cobertura
Eléctrica sirven para reducir la incertidumbre de los precios de mercado al firmar acuerdos bilaterales para fijar el precio
de la Energía Eléctrica y Productos Asociados durante un tiempo determinado. Los Suministradores de Servicios Básicos
celebrarán Contratos de Cobertura Eléctrica a través de los Contratos Legados y las Subastas establecidas en las Bases del
Mercado Eléctrico. Se podrán usar Transacciones Bilaterales para la liquidación de las transacciones especificadas en los
Contratos de Cobertura Eléctrica.
2
Los productos asociados son aquellos vinculados a la operación y desarrollo de la industria eléctrica entre los que se
encuentran: Potencia, Certificados de Energías Limpias, Derechos Financieros de Transmisión, servicios de transmisión y
distribución y Control Operativo del Sistema Eléctrico Nacional, así como los otros productos y derechos de cobro que
definan las Reglas del Mercado.
3
Adicionalmente, los Contratos Legados sirven como un régimen de transición que permiten al
Sector Eléctrico transitar de un modelo de industria verticalmente integrada hacia uno donde operan
todos los mecanismos de mercado previstos por la Ley de la Industria Eléctrica y en las Reglas del
Mercado.
En particular estos contratos permitirán al Suministrador de Servicios Básicos de la Comisión
Federal de Electricidad (CFE) cubrir parte de sus necesidades de energía, Potencia, Certificados de
Energía Limpia (CEL) y Servicios Conexos.
En este esquema, la contratación de las Centrales Eléctricas Legadas y Centrales Externas Legadas
se realiza con base en costos históricos y operativos de cada planta, determinados a partir de
parámetros técnicos y datos históricos; con lo cual, los generadores podrán recuperar sus costos de
generación.
De forma complementaria, en la determinación de los Contratos Legados, se buscaron los siguientes
objetivos:
Generar incentivos para operar centrales que sean financieramente viables, reconociéndoles
ciertos conceptos del Balance General y del Estado de Resultados, en particular el valor de los
activos y las obligaciones laborales, sin crear incentivos para mantener plantas ineficientes en
operación o crear ventajas comparativas que inhibirían una competencia justa.
Reducir el poder de mercado, al preestablecer precios para la energía, Capacidad, Certificados
de Energía Limpia (CEL) y Servicios Conexos de las centrales.
Todos estos elementos, en su conjunto permitirán asegurar que los precios de Suministro Básico
sean bajos, cumpliendo su principal objetivo.
Además, al ser contratos financieros se busca garantizar que dichos Contratos Legados no sean
afectados por cambios en los portafolios de las empresas generadoras de la CFE, y que dichas
empresas tengan incentivos a realizar mejoras para participar en el Mercado Eléctrico Mayorista,
ya que sus obligaciones permanecerán sin ajustes.
III. Fuentes de información
La Secretaría de Energía recopiló información técnica, operativa y de costos
3
de 159 plantas
existentes de la CFE, 28 Productores Independientes de Energía (PIE), así como de los proyectos
(de inversión financiada directa y financiada condicionada) incluidos en los Presupuestos de
Egresos de la Federación de 2016 y anteriores (en total 28 proyectos). Estas centrales corresponden
a la definición de Centrales Eléctricas Legadas y Centrales Externas Legadas, conforme a lo
establecido por la LIE.
Para ello, se utilizaron los siguientes insumos:
3
[2][3][4][5][6][8][12][13][14][15][16] [17] [18][19] [20][21] [22][23][24][25]
[27][28][29][32][33][34][35][36][38]
4
1) Base de datos y modelo utilizado para el Programa deDesarrollo del Sistema Eléctrico
Nacional (PRODESEN) 2015 [13], en específico el Programa Indicativo para la Instalación y
Retiro de las Centrales Eléctricas (PIIRCE), con el escenario de planeación de 15 años 2015
– 2029 [36].
2) Base de datos y modelo utilizado para el PRODESEN 2016, en específico el PIIRCE,
utilizando el escenario de planeación de 2016 – 2030 [14].
3) Datos técnicos históricos de la operación de las centrales eléctricas (periodo 2010 - 2015) en
los que se incluyen:
i. Capacidad bruta: obtenida de la base de datos del PRODESEN, la cual es equivalente a
la capacidad efectiva reportada en el Catálogo Único de Unidades de Generación de
CFE [5];
ii. Capacidad neta ajustada por disponibilidad: La capacidad ajustada por disponibilidad de
las centrales y unidades se determinó a partir de la capacidad bruta de cada central,
descontando el porcentaje de energía para usos propios considerada en el PRODESEN
[2][3] y la disponibilidad histórica de las centrales [6], a fin de ocupar datos públicos y
brindar mayor transparencia. Para el caso de la Central Laguna Verde se consideró la
capacidad bruta posterior a la repotenciación, y por lo tanto la capacidad neta ajustada
por disponibilidad es la correspondiente a esta nueva capacidad efectiva.
iii. Generación: obtenida de los registros históricos de generación reportados por el
CENACE a la SENER [33];
iv. Régimen térmico histórico: obtenido a partir de la generación histórica y el consumo de
combustible reportados en el documento “Generación, Eficiencia Térmica y Consumo
de Combustibles 2007 - 2014 CFE y PIE” de la CFE [4];
v. Disponibilidad histórica de la central: obtenida del documento de la CFE “Unidades
Generadoras en Operación, Disponibilidad e Indisponibilidad 2010 - 2014”[6];
vi. Usos propios de energía: reportados en el documento “Generación, Eficiencia Térmica y
Consumo de Combustibles 2007 - 2014 CFE y PIE” de la CFE [5];
4) Balance General, al cierre de diciembre de 2014 [27] y 2015 [28], proporcionados por la
CFE
4
, desagregado a nivel central de generación en la que se incluye, entre otros:
i. Valor en libros de los activos netos;
ii. Costo de las obligaciones laborales;
iii. Costos fijos de operación y mantenimiento (incluye los conceptos generales de Salarios,
Prestaciones e IMSS, Terceros, Materiales, Impuestos, Gastos Generales, Costo
Financiero Directo y Traspaso de Vapor de las Residencias a las centrales geotérmicas y
costos indirectos).
5) La CFE realizó un análisis de costos [21] para cada una de sus centrales utilizando criterios
para la determinación de costos acordes con la presentación de ofertas en el Mercado
Eléctrico Mayorista según lo establecido en el Manual de Mercado de Energía de Corto
Plazo.
6) Otros costos asociados a la operación de la central, reportados por la CFE, tales como:
4
No se utilizó el Balance General al cierre de 2016 ya que para este hubo una revaloración de los activos; se
consideró que podría afectar el análisis de costos de las centrales mandatado en el artículo Décimo Noveno
Transitorio de la LIE.
5
i. Costo por reserva de capacidad en gasoductos contratados por la CFE
[15][16][17][18][19][20].
ii. Costo para el manejo de carbón en la terminal de Petacalco y su
ampliación[23][24][25][26].
iii. Obligaciones por el desmantelamiento de la central nuclear Laguna Verde5.
Casos Especiales:
Para el caso de las hidroeléctricas detalladas a continuación fue necesario utilizar una fuente distinta
al PRODESEN 2015 para la proyección de generación por haber inconsistencias o porque no se
modeló la generación de la central:
En el caso de C.H. Temascal, se detectó una diferencia significativa entre la generación
histórica y la generación proyectada en el PRODESEN 2015 por lo que se utilizaron datos
del PRODESEN 2016.
En el caso de la C.H. Encanto se utilizó el promedio histórico pues los valores en
PRODESEN 2015 no reflejaban las salidas por mantenimientos.
En el caso de las centrales hidroeléctricas Tingambato, Santa Bárbara y La Venta se utilizó
el promedio histórico, de los últimos 10 años, de generación pues estas centrales no fueron
modeladas en ninguna de las dos ediciones del PRODESEN disponibles a la fecha de
solicitud de la Opinión a la CRE.
La central Carboeléctrica C.T. Pdte. Plutarco Elías Calles (Petacalco) cuenta con una capacidad
instalada de 2,778.60 MW sin embargo, actualmente ésta está limitada por la capacidad de
suministro y transporte de carbón a 2,100 MW de capacidad efectiva. Por esta razón se hicieron los
cálculos de capacidad y Potencia a entregar con el estado actual limitado, y en el contrato se
contempla el incremento eventual en capacidad disponible por la entrada en operación de una nueva
banda transportadora de combustible.
Con base en esta información, la Secretaría de Energía realizó un análisis para determinar aquellas
centrales que serían seleccionadas para recibir un Contrato Legado y los pagos correspondientes
para dichos contratos.
IV. Universo de centrales
De acuerdo los criterios de Centrales Eléctricas Legadas y Centrales Externas Legadas establecidos
en la LIE, se evaluaron las centrales listadas en la Tabla 1 a continuación, incluyéndose en el
análisis las centrales existentes así como centrales futuras en proceso de licitación; sin embargo,
5
Con base en las leyes mexicanas y en las licencias proporcionadas por la Comisión Nacional de Seguridad
Nuclear y Salvaguardias (CNSNS), la central, sus instalaciones y equipo deben ser desmantelados al concluir
su operación. La estimación del pasivo necesario para realizar el desmantelamiento se hizo con base en la
NUREG 1307[32], la cual establece el mecanismo para determinar y actualizar el importe de las provisiones
para desmantelamiento. Dicho documento considera las mejores prácticas, ya que fue emitido por la
Comisión Reguladora Nuclear (NRC por sus siglas en inglés) la que ha establecido en el Código Federal de
Regulaciones (CFR) parte 10 (Energía) capítulo 50.75 la forma matemática para calcular el fondo de
Desmantelamiento de la Central Nuclear. Dado que es un pasivo mayor a 30 años, el mismo fue descontado a
su valor presente, utilizando las tasas de mercado de la deuda en dólares.
6
solo se asignaron contratos a aquéllas que iniciarán operación a más tardar en 2018, con la finalidad
de reducir el grado de incertidumbre de las centrales no existentes.
Se evaluaron 155 centrales existentes de la CFE, 28 centrales de PIE existentes, 15 proyectos
firmes de la CFE y 6 proyectos de PIE.
Tabla 1: Universo de Centrales candidatas a recibir Contratos Legados
Central Grupo
EP
S o
EF
Tecnología Región
Inicio de
Opera-
ción
Capaci-
dad
Bruta
MW
Capacida
d Neta
(con
Disponibi-
lidad
total) MW
C.C.C. Chihuahua II (El
Encino)
Existente II Ciclo Combinado 5Norte 2003 619.40 559.70
C.C.C. Dos Bocas Existente VI Ciclo Combinado 2Oriental 1975 226.00 140.88
C.C.C. El Sáuz Existente I Ciclo Combinado 3Occidental 1997 591.00 490.73
C.C.C. Felipe Carrillo Puerto
(Valladolid)
Existente VI Ciclo Combinado 9Peninsular 1992 220.00 177.91
C.C.C. Gómez Palacio Existente III Ciclo Combinado 5Norte 1976 239.80 190.51
C.C.C. Gral. Manuel Álvarez
Moreno (Manzanillo I)
Existente III Ciclo Combinado 3Occidental 2012 1,453.91 1,044.81
C.C.C. Hermosillo Existente VI Ciclo Combinado 4Noroeste 2005 227.02 186.59
C.C.C. Huinalá Existente VI Ciclo Combinado 6Noreste 1981 377.66 333.00
C.C.C. Huinalá II (Monterrey
II)
Existente VI Ciclo Combinado 6Noreste 2000 459.49 378.76
C.C.C. Pdte. Emilio Portes Gil
(Río Bravo)
Existente III Ciclo Combinado 6Noreste 2007 211.12 187.05
C.C.C. Presidente Juárez
(Rosarito)Existente III Ciclo Combinado
7Baja
California
2004 773.00 672.14
C.C.C. Samalayuca II Existente IV Ciclo Combinado 5Norte 1998 521.76 444.89
C.C.C. San Lorenzo Potencia Existente II Ciclo Combinado 2Oriental 2009 382.12 367.00
C.C.C. Tula Existente II Ciclo Combinado 1Central 1983 489.00 434.75
C.C.C. Valle de México Existente II Ciclo Combinado 1Central 2002 549.30 290.51
C.C.I. Baja California Sur I Existente I Combustión Interna
8Baja
California
Sur
2008 162.70 120.70
C.C.I. Gral. Agustín Olachea
A. (Pto. San Carlos)
Existente II Combustión Interna
8Baja
California
Sur
1995 104.13 86.14
C.C.I. Guerrero Negro II
(Vizcaíno)
Existente VI Combustión Interna
8Baja
California
Sur
1985 19.89 15.53
C.C.I. Santa Rosalía Existente III Combustión Interna
8Baja
California
Sur
2013 8.00 5.90
C.E. Guerrero Negro Existente VI Eólica
8Baja
California
Sur
1999 1.00 0.40
C.E. La Venta Existente VI Eólica 2Oriental 2007 84.20 28.69
C.E. Yuumil'iik Existente VI Eólica 9Peninsular 2011 1.50 1.18
C.FV. Cerro Prieto Existente VI Solar
7Baja
California
2013 5.00 5.00
7
Central Grupo
EP
S o
EF
Tecnología Región
Inicio de
Opera-
ción
Capaci-
dad
Bruta
MW
Capacida
d Neta
(con
Disponibi-
lidad
total) MW
C.FV. Santa Rosalía Existente III Solar
8Baja
California
Sur
2012 1.00 1.00
C.G. Cerro Prieto Existente VI Geotérmica
7Baja
California
1988 570.00 398.81
C.G. Humeros Existente VI Geotérmica 2Oriental 2013 41.80 33.23
C.G. Los Azufres Existente VI Geotérmica 3Occidental 2003 171.60 144.60
C.G. Tres Vírgenes Existente VI Geotérmica
8Baja
California
Sur
2000 10.00 5.91
C.H. 27 de Septiembre (El
Fuerte)
Existente I
Hidroeléctrica
Mediana Escala
4Noroeste 1964 59.40 34.19
C.H. Aguamilpa Solidaridad Existente II
Hidroeléctrica Gran
Escala
3Occidental 1994 960.00 910.04
C.H. Alfredo Elías Ayub (La
Yesca)
Existente II
Hidroeléctrica Gran
Escala
3Occidental 2014 750.00 690.23
C.H. Ángel Albino Corzo
(Peñitas)
Existente I
Hidroeléctrica Gran
Escala
2Oriental 1987 420.00 386.86
C.H. Bacurato Existente I
Hidroeléctrica
Mediana Escala
4Noroeste 1987 92.00 36.62
C.H. Bartolinas Existente II Mini hidroeléctrica 3Occidental 1941 0.75 0.48
C.H. Belisario Domínguez
(Angostura)
Existente IV
Hidroeléctrica Gran
Escala
2Oriental 1978 900.00 835.63
C.H. Bombaná Existente VI
Minihidro
Intermitente
2Oriental 1961 5.24 3.30
C.H. Boquilla Existente I Mini hidroeléctrica 5Norte 1915 25.00 12.42
C.H. Botello Existente II
Minihidro
Intermitente
3Occidental 2005 18.00 14.58
C.H. Camilo Arriaga (El Salto) Existente I
Minihidro
Intermitente
6Noreste 1966 18.00 16.70
C.H. Chilapan Existente VI
Minihidro
Intermitente
2Oriental 1965 26.00 23.98
C.H. Cóbano Existente II
Hidroeléctrica
Mediana Escala
3Occidental 1955 60.00 44.70
C.H. Colimilla Existente II
Hidroeléctrica
Mediana Escala
3Occidental 1950 51.20 5.91
C.H. Colina Existente I Mini hidroeléctrica 5Norte 1996 3.00 1.64
C.H. Colotlipa Existente VI Mini hidroeléctrica 2Oriental 1957 8.00 5.91
C.H. Cupatitzio Existente II
Hidroeléctrica
Mediana Escala
3Occidental 1962 80.00 64.62
C.H. Electroquímica Existente I
Minihidro
Intermitente
6Noreste 1952 1.44 1.28
C.H. Encanto Existente VI Mini hidroeléctrica 2Oriental 1951 10.00 7.80
C.H. Falcón Existente III Mini hidroeléctrica 6Noreste 1955 31.50 15.27
C.H. Fernando Hiriart
Balderrama (Zimapán)
Existente I
Hidroeléctrica Gran
Escala
3Occidental 1996 292.00 267.26
C.H. Gral. Manuel M. Diéguez
(Santa Rosa)
Existente II
Hidroeléctrica
Mediana Escala
3Occidental 1964 70.00 52.50
C.H. Gral. Salvador Alvarado
(Sanalona)
Existente I Mini hidroeléctrica 4Noroeste 1964 14.00 7.28
8
Central Grupo
EP
S o
EF
Tecnología Región
Inicio de
Opera-
ción
Capaci-
dad
Bruta
MW
Capacida
d Neta
(con
Disponibi-
lidad
total) MW
C.H. Humaya Existente I
Hidroeléctrica
Mediana Escala
4Noroeste 1976 90.00 35.12
C.H. Infiernillo Existente III
Hidroeléctrica Gran
Escala
3Occidental 1975 1,200.00 1,122.11
C.H. Ing. Carlos Ramírez
Ulloa (El Caracol)
Existente III
Hidroeléctrica Gran
Escala
2Oriental 1987 600.00 563.86
C.H. Itzícuaro Existente II
Minihidro
Intermitente
3Occidental 1999 0.62 0.60
C.H. Ixtaczoquitlán Existente VI
Minihidro
Intermitente
2Oriental 2005 1.60 1.49
C.H. José Cecilio del Valle Existente VI
Minihidro
Intermitente
2Oriental 1968 21.00 19.42
C.H. Jumatán Existente II Mini hidroeléctrica 3Occidental 1961 2.18 1.26
C.H. La Amistad Existente III
Hidroeléctrica
Mediana Escala
6Noreste 1987 66.00 32.94
C.H. Leonardo Rodríguez
Alcaine (El Cajón)
Existente II
Hidroeléctrica Gran
Escala
3Occidental 2007 750.00 696.16
C.H. Luis Donaldo Colosio
(Huites)
Existente I
Hidroeléctrica Gran
Escala
4Noroeste 1996 422.00 389.28
C.H. Luis M. Rojas
(Intermedia)
Existente II Mini hidroeléctrica 3Occidental 1963 5.32 0.92
C.H. Malpaso Existente I
Hidroeléctrica Gran
Escala
2Oriental 1978 1,080.00 971.83
C.H. Manuel Moreno Torres
(Chicoasén)
Existente IV
Hidroeléctrica Gran
Escala
2Oriental 2004 2,400.00 2,140.21
C.H. Mazatepec Existente VI
Hidroeléctrica Gran
Escala
2Oriental 1964 220.00 199.66
C.H. Micos Existente I
Minihidro
Intermitente
6Noreste 1946 0.69 0.49
C.H. Minas Existente VI
Minihidro
Intermitente
2Oriental 1954 15.00 13.81
C.H. Mocúzari Existente I Mini hidroeléctrica 4Noroeste 1959 9.60 4.98
C.H. Oviáchic Existente I Mini hidroeléctrica 4Noroeste 1957 19.20 12.48
C.H. Platanal Existente II
Minihidro
Intermitente
3Occidental 1954 12.60 10.56
C.H. Plutarco Elías Calles (El
Novillo)
Existente I
Hidroeléctrica
Mediana Escala
4Noroeste 1977 135.00 118.85
C.H. Portezuelos I Existente VI
Minihidro
Intermitente
2Oriental 1908 5.06 2.36
C.H. Puente Grande Existente II Mini hidroeléctrica 3Occidental 1946 9.00 2.71
C.H. Raúl J. Marsal
(Comedero)
Existente I
Hidroeléctrica
Mediana Escala
4Noroeste 1991 100.00 31.66
C.H. San Pedro Porúas Existente II
Minihidro
Intermitente
3Occidental 1958 2.56 1.55
C.H. Schpoiná Existente VI
Minihidro
Intermitente
2Oriental 1963 2.24 2.08
C.H. Tamazulapan Existente VI
Minihidro
Intermitente
2Oriental 1962 2.48 2.32
C.H. Temascal Existente VI
Hidroeléctrica Gran
Escala
2Oriental 1996 354.00 332.21
C.H. Texolo Existente VI Mini hidroeléctrica 2Oriental 1951 1.60 1.49
C.H. Tirio Existente II Mini hidroeléctrica 3Occidental 1930 1.10 0.73
9
Central Grupo
EP
S o
EF
Tecnología Región
Inicio de
Opera-
ción
Capaci-
dad
Bruta
MW
Capacida
d Neta
(con
Disponibi-
lidad
total) MW
C.H. Tuxpango Existente VI Mini hidroeléctrica 2Oriental 1931 36.00 30.52
C.H. Valentín Gómez Farías
(Agua Prieta)
Existente II
Hidroeléctrica Gran
Escala
3Occidental 1993 240.00 214.02
C.H. Villita Existente III
Hidroeléctrica Gran
Escala
3Occidental 1973 320.00 293.00
C.H. Zumpimito Existente II
Minihidro
Intermitente
3Occidental 2012 8.40 7.00
C.T. Altamira Existente II
Termoeléctrica
Convencional
2Oriental 1978 500.00 371.00
C.T. Benito Juárez
(Samalayuca)
Existente IV
Termoeléctrica
Convencional
5Norte 1985 316.00 252.17
C.T. Carbón II Existente II Carboeléctrica 6Noreste 1995 1,400.00 1,073.42
C.T. Carlos Rodríguez Rivero
(Guaymas II)
Existente VI
TermoeléctricaConvencional
4Noroeste 1978 484.00 291.74
C.T. Felipe Carrillo Puerto
(Valladolid)
Existente VI
Termoeléctrica
Convencional
9Peninsular 1992 75.00 52.96
C.T. Francisco Pérez Ríos
(Tula)
Existente I
Termoeléctrica
Convencional
1Central 1978 1,605.60 1,351.09
C.T. Francisco Villa Existente III
Termoeléctrica
Convencional
5Norte 1981 300.00 226.97
C.T. Gral. Manuel Álvarez
Moreno (Manzanillo I)
Existente III
Termoeléctrica
Convencional
3Occidental 1983 600.00 363.00
C.T. Guadalupe Victoria
(Lerdo)
Existente II
Termoeléctrica
Convencional
5Norte 1991 320.00 153.04
C.T. José Aceves Pozos
(Mazatlán II)
Existente III
Termoeléctrica
Convencional
4Noroeste 1978 616.00 451.28
C.T. José López Portillo (Río
Escondido)
Existente VI Carboeléctrica 6Noreste 1993 1,200.00 1,010.00
C.T. Juan de Dios Bátiz
Paredes (Topolobampo)
Existente III
Termoeléctrica
Convencional
4Noroeste 1995 320.00 275.00
C.T. Mérida II Existente VI
Termoeléctrica
Convencional
9Peninsular 1982 168.00 130.85
C.T. Pdte. Adolfo López
Mateos (Tuxpan)
Existente VI
Termoeléctrica
Convencional
2Oriental 1994 2,100.00 1,516.67
C.T. Pdte. Emilio Portes Gil
(Río Bravo)
Existente III
Termoeléctrica
Convencional
6Noreste 1982 300.00 222.18
C.T. Pdte. Plutarco Elías
Calles (Petacalco)
Existente IV Carboeléctrica 3Occidental 1997 2,778.36 2,084.06
C.T. Poza Rica Existente II
Termoeléctrica
Convencional
2Oriental 1963 246.00 185.90
C.T. Presidente Juárez
(Rosarito)
Existente III
Termoeléctrica
Convencional
7Baja
California
1992 320.00 272.03
C.T. Puerto Libertad Existente III
Termoeléctrica
Convencional
4Noroeste 1987 632.00 545.00
C.T. Punta Prieta II Existente IV
Termoeléctrica
Convencional
8Baja
California
Sur
1981 112.50 87.17
C.T. Salamanca Existente I
Termoeléctrica
Convencional
3Occidental 1977 550.00 386.09
C.T. Valle de México Existente II
Termoeléctrica
Convencional
1Central 1968 450.00 355.82
C.T. Villa de Reyes Existente I
Termoeléctrica
Convencional
3Occidental 1987 700.00 562.94
10
Central Grupo
EP
S o
EF
Tecnología Región
Inicio de
Opera-
ción
Capaci-
dad
Bruta
MW
Capacida
d Neta
(con
Disponibi-
lidad
total) MW
C.T.Manzanillo II Existente IV
Termoeléctrica
Convencional
3Occidental 1989 700.00 561.88
C.TG. Aragón Existente I Turbogas 1Central 2010 32.00 22.30
C.TG. Atenco Existente I Turbogas 1Central 2006 32.00 19.84
C.TG. Caborca Existente III Turbogas 4Noroeste 1978 42.00 29.25
C.TG. Cancún Existente VI Turbogas 9Peninsular 1979 102.00 82.00
C.TG. Cd. Constitución Existente III Turbogas
8Baja
California
Sur
1984 33.22 26.69
C.TG. Chankanaab Existente VI Turbogas 9Peninsular 1978 53.00 40.00
C.TG. Chávez (TG. Laguna-
Chávez)
Existente IV Turbogas 5Norte 1971 28.00 20.06
C.TG. Ciprés Existente III Turbogas
7Baja
California
1981 27.43 22.85
C.TG. Ciudad del Carmen Existente VI Turbogas 9Peninsular 2001 47.00 35.36
C.TG. Coapa Existente I Turbogas 1Central 2009 32.00 23.06
C.TG. Coyotepec Existente I Turbogas 1Central 2007 64.00 48.00
C.TG. Cuautitlán Existente I Turbogas 1Central 2007 32.00 20.80
C.TG. Culiacán Existente III Turbogas 4Noroeste 1980 30.00 21.78
C.TG. Ecatepec Existente I Turbogas 1Central 2007 32.00 21.87
C.TG. Fundidora (TG.
Monterrey)
Existente IV Turbogas 6Noreste 1971 12.00 9.86
C.TG. Guerrero Negro II
(Vizcaíno)
Existente VI Turbogas
8Baja
California
Sur
2011 36.50 11.49
C.TG. Huinalá Existente VI Turbogas 6Noreste 1999 150.00 119.05
C.TG. Industrial (TG. Juárez) Existente IV Turbogas 5Norte 1977 18.00 14.93
C.TG. Iztapalapa Existente I Turbogas 1Central 2009 32.00 23.48
C.TG. La Laguna (TG.
Laguna-Chávez)
Existente IV Turbogas 5Norte 1972 56.00 36.38
C.TG. La Paz Existente IV Turbogas
8Baja
California
Sur
1977 43.00 33.01
C.TG. Leona (TG. Monterrey) Existente IV Turbogas 6Noreste 1972 24.00 19.95
C.TG. Los Cabos Existente III Turbogas
8Baja
California
Sur
1987 139.66 104.72
C.TG. Magdalena Existente I Turbogas 1Central 2009 32.00 23.03
C.TG. Mérida II Existente VI Turbogas 9Peninsular 1981 30.00 21.59
C.TG. Mexicali Existente III Turbogas
7Baja
California
1976 62.00 50.87
C.TG. Monclova Existente IV Turbogas 6Noreste 1979 48.00 39.35
C.TG. Nachi-Cocom Existente VI Turbogas 9Peninsular 1987 30.00 24.22
C.TG. Nizuc Existente VI Turbogas 9Peninsular 1981 88.00 71.00
11
Central Grupo
EP
S o
EF
Tecnología Región
Inicio de
Opera-
ción
Capaci-
dad
Bruta
MW
Capacida
d Neta
(con
Disponibi-
lidad
total) MW
C.TG. Parque (TG. Juárez) Existente IV Turbogas 5Norte 1979 59.00 43.85
C.TG. Remedios Existente I Turbogas 1Central 2007 32.00 19.80
C.TG. Santa Cruz Existente I Turbogas 1Central 2009 32.00 21.33
C.TG. Tecnológico (TG.
Monterrey)
Existente IV Turbogas 6Noreste 1974 26.00 21.81
C.TG. Tijuana Existente IV Turbogas
7Baja
California
1994 210.00 170.87
C.TG. Universidad (TG.
Monterrey)
Existente IV Turbogas 6Noreste 1971 24.00 19.41
C.TG. Vallejo Existente I Turbogas 1Central 2007 32.00 23.03
C.TG. Victoria Existente I Turbogas 1Central 2007 32.00 19.22
C.TG. Villa de las Flores Existente I Turbogas 1Central 2007 32.00 21.59
C.TG. Xul-Ha Existente VI Turbogas 9Peninsular 2000 39.70 30.41
C.TG. 229 TG Baja California
II Fase I
Existente IV Turbogas
7Baja
California
2015 135.00 107.55
C.TG. Baja California Sur I
(Loreto tg)
Existente I Turbogas
8Baja
California
Sur
1977 20.00 18.87
C.TG. Guerrero Negro (Santa
Rosalia)
Existente III Turbogas
8Baja
California
Sur
1984 22.50 14.27
C.H. Tingambato Existente I Mini hidroeléctrica 1Central 1957 42.00 28.13
C.H. Gral. Ambrosio Figueroa
(La Venta)
Existente VI Mini hidroeléctrica 2Oriental 1965 30.00 21.70
C.H. Santa Bárbara Existente I Mini hidroeléctrica 1Central 1950 22.00 14.74
CN. Laguna Verde Existente NA Nucleoeléctrica 2Oriental 1992 1,620.00 1,264.46
Salamanca Fase I Firme VI
Cogeneración
Eficiente
3Occidental 2015 381.50 184.09
Azufres III Fase I Firme VI Geotérmica 1Central 2015 53.00 49.25
Centro I Firme I Ciclo Combinado 1Central 2015 658.30 621.45
Agua Prieta II Firme II Ciclo Combinado 4Noroeste 2015 390.00 337.49
Termosolar Agua Prieta II Firme II Solar 4Noroeste 2015 14.00 7.17
Guerrero Negro Firme VI Combustión Interna
8Baja
California
Sur
2016 7.50 16.83
Humeros Firme VI Geotérmica 2Oriental 2016 54.00 47.36
Baja California Sur V
(Coromuel)
Firme I Combustión Interna
8Baja
California
Sur
2016 49.00 43.39
Baja California II (SLRC) Firme
Ciclo Combinado
7Baja
California
2019 314.00 -
Nuevo Guerrero (La Parota) Firme
Hidroeléctrica Gran
Escala
2Oriental 2020 455.00 -
Valle de México Firme II Ciclo Combinado 1Central 2017 543.00 512.60
Empalme (Guaymas II) Firme VI Ciclo Combinado 4Noroeste 2017 770.00 726.90
12
Central Grupo
EP
S o
EF
Tecnología Región
Inicio de
Opera-
ción
Capaci-
dad
Bruta
MW
Capacida
d Neta
(con
Disponibi-
lidad
total) MW
Chicoasén II Firme IV
Hidroeléctrica Gran
Escala
2Oriental 2018 240.00 237.36
Empalme II (Guaymas III) Firme IV Ciclo Combinado 4Noroeste 2018 683.00 644.77
Baja California Sur VI Firme 0 Combustión Interna
8Baja
California
Sur
2018 43.00 38.08
Mexicali PIE
PIE
Existente
V Ciclo Combinado
7Baja
California
2003 489.00 458.27
Fuerza y Energía de
Hermosillo PIE
PIE
Existente
V Ciclo Combinado 4Noroeste 2001 250.00 237.90
Naco Nogales PIEPIE
Existente
V Ciclo Combinado 4Noroeste 2003 258.00 243.19
(El Sáuz) PIE
PIE
Existente
V Ciclo Combinado 3Occidental 2002 495.00 467.29
Mérida III PIE
PIE
Existente
V Ciclo Combinado 9Peninsular 2000 484.00 456.91
Transalta Campeche PIE
PIE
Existente
V Ciclo Combinado 9Peninsular 2003 252.40 238.27
Valladolid III PIE
PIE
Existente
V Ciclo Combinado 9Peninsular 2006 525.00 495.61
Altamira II PIE
PIE
Existente
V Ciclo Combinado 2Oriental 2002 495.00 467.29
Altamira III y IV PIE
PIE
Existente
V Ciclo Combinado 2Oriental 2003 1,036.00 978.01
Altamira V PIE
PIE
Existente
V Ciclo Combinado 2Oriental 2006 1,121.00 1,058.25
Monterrey III (Dulces
Nombres) PIE
PIE
Existente
V Ciclo Combinado 6Noreste 2002 449.00 423.87
Río Bravo II (Anáhuac) PIE
PIE
Existente
V Ciclo Combinado 6Noreste 2002 495.00 467.29
Río Bravo III PIE
PIE
Existente
V Ciclo Combinado 6Noreste 2004 495.00 467.29
Río Bravo IV PIE
PIE
Existente
V Ciclo Combinado 6Noreste 2005 500.00 472.01
Saltillo PIE
PIE
Existente
V Ciclo Combinado 6Noreste 2001 247.50 233.65
Tamazunchale PIE
PIE
Existente
V Ciclo Combinado 6Noreste 2007 1,135.00 1,071.47
La Venta III PIE
PIE
Existente
V Eólica 2Oriental 2012 102.85 36.02
Oaxaca I PIE
PIE
Existente
V Eólica 2Oriental 2012 102.00 41.40
Oaxaca II PIE
PIE
Existente
V Eólica 2Oriental 2012 102.00 37.77
Oaxaca III PIE
PIE
Existente
V Eólica 2Oriental 2012 102.00 37.67
Oaxaca IV PIE
PIE
Existente
V Eólica 2Oriental 2012 102.00 41.22
Tuxpan II (Tres Estrellas) PIE
PIE
Existente
V Ciclo Combinado 2Oriental 2001 495.00 467.29
Tuxpan III y IV PIE
PIE
Existente
V Ciclo Combinado 2Oriental 2003 983.00 927.98
Tuxpan V PIE
PIE
Existente
V Ciclo Combinado 2Oriental 2006 495.00 467.29
13
Central Grupo
EP
S o
EF
Tecnología Región
Inicio de
Opera-
ción
Capaci-
dad
Bruta
MW
Capacida
d Neta
(con
Disponibi-
lidad
total) MW
La Laguna II PIE
PIE
Existente
V Ciclo Combinado 5Norte 2005 498.00 470.12
Norte (PIE)
PIE
Existente
V Ciclo Combinado 5Norte 2010 450.00 424.81
Norte II PIE
PIE
Existente
V Ciclo Combinado 5Norte 2013 433.00 408.76
Transalta Chihuahua III PIE
PIE
Existente
V Ciclo Combinado 5Norte 2003 259.00 244.50
Baja California III (La
Jovita)_PIE
PIE
proyecto
V Ciclo Combinado
7Baja
California
2016 294.00 277.54
Norte III (Juárez)_PIE
PIE
proyecto
V Ciclo Combinado 5Norte 2017 906.00 855.29
Noroeste (Topolobampo
II)_PIE
PIE
proyecto
V Ciclo Combinado 4Noroeste 2018 778.00 734.45
Topolobampo III_PIE
PIE
proyecto
V Ciclo Combinado 4Noroeste 2018 686.00 647.60
Noreste (Escobedo)_PIE
PIE
proyecto
V Ciclo Combinado 6Noreste 2018 889.00 839.24
Sureste I Fase II
PIE
proyecto
V Eólica 2Oriental 2015 102.00 40.25
V. Metodología y Criterios para la selección de Centrales Legadas
A fin de seleccionar aquellas centrales eléctricas que resultan económicas para el Suministro
Básico, se decidió utilizar tanto el PIIRCE 2015 como el PIIRCE 2016. Para ello, la SENER aplicó
la siguiente metodología:
1) Se obtuvo el margen operativo promedio anual (PIIRCE 2015) de cada central, durante el
periodo 2015 - 2029, el cual es resultado neto de la generación entregada de cada central
valuada al Precio Marginal Local (PML) que recibiría la central entregada en su nodo menos
sus costos fijos y variables de operación y mantenimiento.
2) Los flujos operativos anuales fueron descontados a una tasa del 10% a fin de determinar
aquellas centrales con un valor presente neto (VPN) mayor a cero, que serán consideradas
como económicas para el Suministrador de Servicios Básicos. Las centrales económicas,
fueron seleccionadas para recibir un Contrato Legado; ya que dichas centrales podrían
participar en el Mercado Eléctrico Mayorista, obteniendo un margen operativo positivo.
Al ser seleccionadas para recibir un Contrato Legado se garantiza que este margen operativo
sea trasladado a los usuarios del Suministro Básico, en lugar de pasar a los generadores, con
lo cual se garantiza la minimización de costos para sus usuarios.
3) La duración del Contrato Legado se determinó al identificar el año en el que el VPN de la
central alcanzaba su punto máximo. Así, el año en el que alcanza su máximo valor
corresponde a la duración del contrato.
14
Gráfica 1.- Evolución Capacidad Neta cubierta
por Contratos Legados (ingresos por energía),
Baja California Sur
Gráfica 2.- Evolución Capacidad Neta cubierta
por Contratos Legados (ingresos por energía),
Baja California
Gráfica 3.- Evolución Capacidad Neta cubierta
por Contratos Legados (ingresos por energía),
Sistema Interconectado Nacional.
4) Posteriormente, se integró al análisis, del margen de operación de las Centrales Eléctricas
Legadas y Centrales Externas Legadas el costo por reserva de capacidad en el sistema de
gasoductos (información reportada por la CFE de forma mensual para cada central, con la
cual se calcularon tarifas niveladas, Anexo 1).
Bajo este nuevo escenario diversas centrales de ciclo combinado que eran candidatas a recibir
un Contrato Legado dejaron de serlo o se les redujo la duración del mismo.
5) A fin de verificar que la selección de centrales fuera robusta, la SENER utilizó los resultados
del PIIRCE 2016, utilizando el periodo 2015-2029. Con esta información se obtuvo una
nueva valuación de las centrales y una nueva duración de contratos (conforme a lo señalado
en los puntos 2) y 3) anteriores).
Si bien en ambos escenarios la valuación de 95 centrales no cambia, la de 23 centrales lo
hace radicalmente; ya que, en un escenario estas centrales eran seleccionadas para recibir
contratos hasta por 14 años y en otro no eran seleccionadas.
En la Tabla 2 se muestra el número de plantas que se ubican en este caso:
15
Tabla 2: Cambio en estatus de Centrales
PRODESEN 2015 PRODESEN 2016
Número de
Centrales
Sin contrato 85
Con contrato (sin cambio de duración) 94
Con contrato (con cambio de duración) 3
Con contrato Sin Contrato 12
Sin contrato Con Contrato 20
6) Al analizar la cobertura de Potencia y energía que se obtenía con dichos contratos, se observó
que ésta no era suficiente para cubrir la demanda del Suministro Básico, durante los primeros
años del Mercado Eléctrico Mayorista. Con el fin de no dejar expuesto al Suministro de
Servicios Básicos a un riesgo financiero excesivo, se realizó un ajuste final que le permitirá
contar con los servicios necesarios para abastecer a los usuarios finales, en tanto se recurre a
otros instrumentos como las Subastas de Mediano y Largo Plazo.
El primer año se asignaron 9,821 MW adicionales de capacidad bruta (equivalentes a 7,608
MW de Capacidad Neta ajustada por disponibilidad). Estos contratos tendrán una duración de
entre 1 y 4 años, en el Sistema Interconectado Nacional, y entre 1 y 9 años para Baja
California Norte y Baja California Sur.
Las centrales adicionales fueron elegidas dentro del universo de centrales que bajo la
metodología no recibían un Contrato Legado y corresponden a aquéllas que tuvieron el
mayor factor de planta durante el año 2015 (con un promedio del 46% y con un rango entre el
25% y 82%) a fin de asegurar que se contrate a las centrales que contribuyan con una mayor
generación al sistema.
Los contratos abarcan la demanda máxima del Suministro Básico durante los primeros años,
más el margen mínimo que debe contratar para la reserva de operación en el Mercado para el
Balance de Potencia, tomando en cuenta las centrales que el CENACE ha identificado que
requiere mantener en el Sistema por Confiabilidad. La Potencia excedente o faltante se podrá
vender o adquirir, según corresponda, en el Mercadopara el Balance de Potencia anual el
primer año y posteriormente en las Subastas de Mediano Plazo.
En el Anexo 2 se presentan los distintos resultados las centrales consideradas para recibir un
Contrato Legado de acuerdo al primer análisis con el PRODESEN 2015 y la selección final,
de acuerdo a las consideraciones antes mencionadas.
7) Los pagos por Capacidad Instalada Contratada de las centrales seleccionadas para recibir un
Contrato Legado, fueron analizados a fin de determinar si la Potencia que aportarían dichas
centrales al Suministro Básico sería económica en comparación con la que se podría adquirir
en un mercado competitivo equilibrado. Para ello, se realizó un análisis de pagos de
capacidad, utilizando la generación real durante 2015 y el pronóstico de los PML del
CENACE para el predespacho de las centrales del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), para
calcular los ingresos por generación, menos los costos de la central. Esta renta de energía se
sustrajo de los ingresos con el fin de determinar si el pago era equiparable a lo que se
16
obtendría en un mercado competitivo equilibrado. Aquellas centrales que requerían un pago
por Potencia mayor a 184 USD por kW al año
6
, tuvieron una reducción en su pago de
Capacidad Instalada Contratada a dicho umbral.
Para reducir dichos pagos de Capacidad Instalada Contratada, se ajustaron sus componentes,
disminuyendo estos de acuerdo al porcentaje de variación calculado pero respetando los
costos de operación y mantenimiento. En la Tabla 3 a continuación se enlistan las centrales
cuyos costos fueron acotados y el porcentaje de los costos fijos cubiertos en el pago final, sin
considerar posibles pagos por concepto de Retorno al Capital.
Considerando el carácter reservado al Estado de la actividad nuclear, y con el fin de no
afectar los ingresos de una central que pudieran derivar en una desatención en la seguridad, se
hizo una excepción para la Central Nucleoeléctrica Laguna Verde en este ajuste. Por otra
parte, se limitó su rendimiento al 2.1% del activo, dejando un margen que permitirá a los
diversos reguladores imponer sanciones y con ello generar incentivos adecuados, sin que por
ello se genere un reducción en los ingresos necesarios para cubrir los costos asociados a la
central.
Tabla 3: Ajustes en pagos de Capacidad Instalada Contratada
Central % Costo Fijo
a cubrir
C.C.C. Dos Bocas 92%
C.C.C. Gómez Palacio 72%
C.C.C. Gral. Manuel Álvarez Moreno (Manzanillo I) 86%
C.C.I. Baja California Sur I 92%
C.C.I. Gral. Agustín Olachea A. (Pto. San Carlos) 49%
C.C.I. Guerrero Negro II (Vizcaíno) 24%
C.C.I. Santa Rosalía 57%
C.H. Alfredo Elías Ayub (La Yesca) 81%
C.H. Bombaná 92%
C.H. Colimilla 56%
C.T. Altamira 96%
C.T. Benito Juárez (Samalayuca) 96%
C.T. Juan de Dios Bátiz Paredes (Topolobampo) 83%
C.T. Mérida II 83%
C.T. Presidente Juárez (Rosarito) 56%
C.T. Puerto Libertad 60%
6 El umbral del pago de Capacidad Instalada Contratada en el largo plazo se obtuvo a partir del costo
estimado de una central turbogás del documento “Cost of New Entry Estimates for Combustion Turbine and
Combined Cycle Plants in PJM. With June 1, 2018 Online Date”; al mismo se sumó el costo de gasoducto
Ruby Pipeline de los Estados Unidos, el cual inició operaciones en 2011, de 49,999 USD/MW-año.
Finalmente este número se ajustó por el factor de planta de un ciclo combinado.
17
Central % Costo Fijo
a cubrir
C.T. Punta Prieta II 73%
C.T. Valle de México 83%
C.T. Villa de Reyes 95%
C.TG. Guerrero Negro II (Vizcaíno) 61%
CN. Laguna Verde 91%
Una vez finalizado el análisis, se consultó con el CENACE que las centrales que quedaban
sin Contrato Legado no fuesen necesarias para la confiabilidad del sistema. Derivado de lo
anterior, se incluyó la central C.TG. Parque (TG. Juárez) que el CENACE identificó como
central necesaria para la confiabilidad del sistema, en la lista de centrales que reciben
contrato durante al menos dos años.
8) Dado que los contratos de las Centrales Externas Legadas serán administradas por una
empresa productiva subsidiaria de la CFE dedicada exclusivamente a esto, se le deberá
reconocer a ésta sus costos. Para el cálculo de los pagos por administración de los contratos
de Centrales Externas Legadas, se utilizaron datos de la Balanza de CFE generación, con
cierre al 31 de diciembre de 2015 a manera de reflejar los costos históricos asociados a esta
actividad. Además se permitirá, tras ser verificado por un tercero independiente, la inclusión
de los costos fundados de administración en el contrato como: costos de gestión requeridos
para la participación en el Mercado Eléctrico Mayorista y costos de operación estrictamente
adicionales derivados de la operación como Empresa Independiente distinta de CFE y que no
forman parte de los costos de la Dirección de Administración de Contratos de Productores
Externos de Energía (DACPEE) actualmente, así como costos financieros derivados de la
gestión de los Contratos de Producción Independiente de Energía.
El pago correspondiente al cargo fijo de operación y mantenimiento, incluye los costos que
incurre el administrador de los contratos, y se puede encontrar en la Balanza de 2015 en el
rubro Gerencia Productores Externos de Energía con un valor de $xxxxxxxx. Por parte de las
obligaciones laborales se tiene un total de $ xxxxxxxx. Tanto las obligaciones laborales como
los costos de operación y mantenimiento se dividieron entre la cantidad de MW contratados
al 2016 a manera de obtener un pago anual por MW distribuido adecuadamente.
Cabe señalar que el costo de obligaciones laborales considerado en este cálculo no será el
mismo que el costo de obligaciones laborales que se incluirá en el contrato, dado que este se
ajustará al monto por central correspondiente al nuevo Contrato colectivo de trabajo, vigente
a partir de 2016.
VI. Resultado de la Evaluación: Proyectos seleccionados para Contratos
Legados
Con las metodologías descritas anteriormente, se seleccionaron 154 centrales eléctricas, de las
cuales 106 corresponden a proyectos existentes de la CFE, 28 a los actuales PIE, 14 proyectos
nuevos de CFE y 6 proyectos nuevos PIE.
18
Durante el primer año, con estos contratos, el Suministrador Básico cubrirá el 109% de la capacidad
neta requerida esperada en el Sistema Interconectado Nacional, el 96% en el Sistema de Baja
California y el 103% en el Sistema de Baja California Sur. Gradualmente este porcentaje se irá
reduciendo, y los requerimientos adicionales del suministrador serán adquiridos mediante subastas
de mediano y largo plazos.
En las siguientes tres gráficas se observa la evolución de la cobertura de energía y capacidad por
sistema proveniente de los contratos legados.
Gráfica 4.- Evolución Capacidad Neta ajustada por
disponibilidad cubierta por Contratos Legados
seleccionados, Baja California Sur
Gráfica 5.- Evolución Generación cubierta por
Contratos Legados seleccionados, Baja California
Sur
Gráfica 6.- Evolución Capacidad Neta ajustada por
disponibilidad cubierta por Contratos Legados
seleccionados, Baja California
Gráfica 7.- Evolución Generación cubierta por
Contratos Legados seleccionados, Baja California
Gráfica 8.- Evolución Capacidad Neta ajustada por
disponibilidad cubierta por Contratos Legados
seleccionados, Sistema Interconectado Nacional
Gráfica 9.- Evolución Generación cubierta por
Contratos Legados seleccionados, Sistema
Interconectado Nacional
19
La metodología empleada, asegura una disminución gradual de los Contratos Legados a fin de que
el Suministro Básico no se quede sin el 100% de su cobertura en un mismo año. De esta forma
podrá recurrir paulatinamente a otros mecanismos para comprar energía, potencia y CEL.
Conviene recordar que, laduración de los contratos refleja el valor de las centrales a lo largo del
tiempo. Los contratos con duraciones más cortas corresponden a las centrales eléctricas con una
vida económica menor que el resto; mientras que los contratos cuya duración es más extendida
corresponden a las centrales que son viables en sentido económico durante un mayor periodo, de
acuerdo al PIIRCE. De manera particular, destacan las grandes centrales hidroeléctricas y la central
nuclear Laguna Verde las cuales recibirán Contratos Legados de largo plazo (mayores a 14 años).
En diez años, la capacidad contratada a través de Contratos Legados provendrá de las centrales de
ciclo combinado (CCC) y de las hidroeléctricas principalmente.
Dentro de 6 años, la mitad de la capacidad contratada será de centrales de PIE y proyectos nuevos
de la CFE.
20
VII. Términos comerciales de los Contratos Legados
A. Esquemas de Contratación
Existen tres tipos de Esquemas de contratación de acuerdo al tipo de central, uno para centrales
térmicas de la CFE, otro para renovables de CFE y un tercero para los PIE. En estos, se plantea la
forma en que se determinan las cantidades obligatorias de entrega, y los precios que se pagaran por
la operación de cada central.
A cambio de estos pagos, el Suministro Básico adquirirá los productos de la central: energía,
Potencia, CEL, y en algunos casos, los Servicios Conexos producidos por las centrales.
Centrales térmicas de la CFE
Este esquema es aplicable para las centrales de la CFE de tecnologías Ciclo Combinado,
Combustión Interna, Termoeléctrica Convencional, Turbogás, Cogeneración Eficiente,
Carboeléctrica y Nucleoeléctrica.
Los Contratos Legados de centrales térmicas, así como de centrales geotérmicas como se menciona
más adelante, cuentan con una opción de compra para la energía y serán ejercidos por el
Suministrador de Servicios Básicos en función de los Precios Marginales Locales (PML) que
prevalezcan en el Mercado Eléctrico Mayorista, mientras que cantidad de Potencia Contratada y
CEL será fija. Así, el Suministrador adquirirá la energía de cada central buscando maximizar la
diferencia entre el precio nocional de referencia, que es el cost6o variable de la central, y el Precio
Marginal Local del nodo donde la central genera.:
Dónde VOM es el costo variable de Operación y Mantenimiento, es la Tarifa de Operación
del Centro Nacional de Control de Energía aprobada por la CRE y es la tarifa que
aplicará la Comisión Federal de Electricidad por el servicio público de transmisión de energía
eléctrica aprobado por la CRE; RT es el Régimen térmico histórico de la central o unidad, y PUC el
Precio Unitario del combustible utilizado. En el caso de la central nucleoeléctrica Laguna Verde el
precio del combustible se incluye en los costos de operación y mantenimiento dado que las recargas
de combustibles se llevan a cabo cada dieciocho meses.
Si bien los precios de referencia y las cantidades incluidas en los Contratos Legados fueron fijados a
partir del análisis de plantas específicas, la adquisición de la energía es independiente de la
operación de la central, por lo que el generador sigue obligado a generar o adquirir la energía o
Productos Asociados en el Mercado Eléctrico Mayorista para cumplir con las cantidades pactadas.
En el caso de que las empresas generadoras hagan inversiones para mejorar su eficiencia, esta
podrá retener las ganancias obtenidas, de acuerdo a lo estipulado en el artículo Décimo Transitorio
del Reglamento de Ley de la Industria Eléctrica.
Centrales de Energía renovable de CFE
Dentro de esta categoría se encuentran las centrales con tecnología Eólica, Solar, Hidroeléctricas y
Geotérmicas. Para este tipo de centrales existen algunas variaciones en los esquemas de pagos.
21
El despacho de las centrales hidroeléctricas de gran escala es optimizado por el CENACE, por lo
que no es necesaria una opción de compra y toda la energía generada será adquirida por el
Suministrador de Servicio Básico. Estas deben entregar los Servicios Conexos asociados al
Suministrador, así como su capacidad asociada, ya que estos ya están incluidos en el pago de
capacidad.
Por otro lado, con el fin de incentivar el despacho óptimo de las centrales hidroeléctricas medianas
y pequeñas con embalse, de tal manera que estén disponibles para satisfacer las necesidades del
Suministro Básico, se contratará el 95% de la energía, Potencia y CEL asociados, de tal forma que
puedan ofertar el remanente de su energía y productos asociados en el Mercado de Corto Plazo.
En el caso de las centrales geotérmicas, habrá una opción de compra, igual a la de las centrales
térmicas, que determinará la cantidad de energía que se compre cada mes. Para estas centrales el
Precio Unitario de Combustible es cero, por lo que la opción de compra depende de los costos
variables de operación y mantenimiento.
En el caso de las centrales intermitentes no despachables, se comprará toda la energía que estas
produzcan y se establece un pago fijo, proporcional a la capacidad, de acuerdo con las
características de la tecnología, con el fin de incentivar el buen estado y al funcionamiento de las
mismas. Se consideran centrales intermitentes no despachables las de tecnología eólica, solar y mini
hidros sin embalse.
Centrales PIE
Las Centrales de los PIE, tanto las renovables como las térmicas, fueron evaluadas de la misma
forma que el resto de las centrales, es decir siguiendo los pasos descritos en la sección “V.
Metodología y Criterios para la selección de Centrales Legadas”, sin embargo sus términos
contractuales originales se respetan, por lo que el Suministro Básico deberá pagar los costos
asociados con la operación de las centrales de conformidad con los contratos ya establecidos.
A cambio, el generador que represente a las centrales de PIE deberá entregar la energía, Potencia,
CEL y Servicios Conexos asociados a las mismas.
B. Cantidades incluidas en los Contratos Legados
Los contratos amparan la Energía (MWh), Potencia (MW) y CEL de las centrales eléctricas
seleccionadas.
1) Para las plantas termoeléctricas, nucleoeléctricas y geotérmicas:
La cantidad de energía (MWh por hora) se determinará en función de la opción de compra
en cada hora, y será hasta por la capacidad neta ajustada por la disponibilidad específica
para cada central.
La cantidad de Potencia (MW) estará fija en función de la capacidad neta ajustada por la
disponibilidad de cada central.
En virtud de que la capacidad neta ya incorpora los periodos de mantenimiento, fallas e
indisponibilidades por causas ajenas, no se prevé que dichas obligaciones sean afectadas
22
por los periodos de mantenimiento, por lo que las opciones son ejercibles en cualquier
momento.
2) Para las hidroeléctricas de gran escala7:
No hay un compromiso específico de la cantidad de Energía (MWh); a estas centrales se
les acreditará toda la energía generada.
La cantidad de Potencia (MW) estará fija en función de la capacidad neta ajustada por la
disponibilidad de cada central.
En virtud de que la capacidad neta ya incorpora los periodos de mantenimiento, fallas e
indisponibilidades por causas ajenas, no se prevé que dichas obligaciones sean afectadas
por los periodos de mantenimiento.
3) Para las hidroeléctricas de mediana escala y mini hidroeléctricas con capacidad de optimizar
despacho a corto y mediano plazo
8
:
En los contratos se adquiere el 95% de la energía generada, de manera que estas centrales
puedan ofertar el 5% remanente en el Mercado Eléctrico Mayorista y así buscar
maximizar sus ingresos. Esto permitirá a su vez que se maximice el valor de la energía, al
incentivar la optimización del despacho.
La cantidad de Potencia (MW) se basará en el 95% de la capacidadneta ajustada por la
disponibilidad histórica de cada planta, de manera que estas centrales podrán ofertar el 5%
remanente en el Mercado Eléctrico Mayorista y así buscar maximizar sus ingresos.
En virtud de que la capacidad neta ya incorpora los periodos de mantenimiento, fallas e
indisponibilidades por causas ajenas, no se prevé que dichas obligaciones sean afectadas
por los periodos de mantenimiento.
4) Para recursos intermitentes (solar, eólico y mini hidroeléctricas a filo de agua):
No hay un compromiso específico de la cantidad de energía (MWh), se aceptará toda la
generación que entreguen al sistema en cada hora.
En materia de Potencia (MW) se le acreditará al Suministro Básico toda aquella
Capacidad Entregada que dichas centrales aporten al sistema, sin preestablecer requisitos
específicos.
Los compromisos de energía de las plantas termoeléctricas, nucleoeléctricas, geotérmicas,
hidroeléctricas de gran escala, medianas y pequeñas con embalse, entregarán y programarán sus
compromisos de energía, en su NodoP, en el Mercado del Día en Adelanto (MDA); mientras que las
cantidades establecidas para las fuentes intermitentes no despachables serán aquellas producidas en
el Mercado de Tiempo Real (MTR). Para ello, programarán la cantidad a transferir en MDA y
ajustarán en el MTR, la diferencia entre lo programado y la cantidad generada.
Certificados de Energías Limpias
En el caso de las centrales térmicas con capacidad de generar certificados de energías limpias se
contratarán cantidades fijas de CEL de manera anual, los cuales se contratan de la siguiente manera:
7
Se consideran Hidroeléctricas de Gran Escala aquellas hidroeléctricas que actualmente cuentan con un
despacho optimizado por el CENACE.
8
Se consideran Hidroeléctricas de mediana escala y Mini hidroeléctricas, aquellas hidroeléctricas de mediana
y pequeña escala que pueden optimizar su generación por pequeños intervalos de tiempo (desde horas hasta
una o dos semanas).
23
Repotenciación de Laguna Verde: Se multiplica el porcentaje del incremento de capacidad
debido a la repotenciación (12.93%) por la generación anual esperada de acuerdo a la
capacidad neta y factor de planta. La cantidad resultantes de CEL es 1,648,071 al año.
Cogeneración Eficiente Salamanca: se multiplicará la ganancia en eficiencia por la
generación eléctrica esperada durante los años del contrato en los que sean acreditables los
CEL. La eficiencia a partir de la cual se mide el aumento de capacidad será de acuerdo a las
disposiciones de “Cogeneración Eficiente” de la CRE (RES/1838/2016).
En el caso de centrales de fuentes renovables la cantidad de CEL dependerá de un porcentaje fijo
por generación:
Para las hidroeléctricas medianas y mini hidros con embalse, se entregarán el 95% de los
CEL generados cada periodo, en el caso de centrales eólicas, solares, hidros de gran escala
y mini hidros sin embalse, se entregará el 100% de los CEL generados, como se mencionó
en el apartado correspondiente anterior.
En el caso de centrales geotérmicas, se entregará una cantidad fija, calculada en base a lo
establecido en los permisos de generación de los proyectos.
Si las ganancias en generación de las centrales geotérmicas derivadas de un mantenimiento
llegasen a ser reconocidas como generadoras de CELS, se transferirá al Suministrador de
Servicios Básicos una cantidad fijada de acuerdo al porcentaje de generación ganado gracias a
la repotenciación o inversión en mantenimiento de los campos geotérmicos, al igual que en el
caso de la repotenciación de Laguna Verde.
C. Costos incluidos en los Contratos Legados
A partir de las fuentes de información señaladas anteriormente, se determinaron los pagos que
recibirán las centrales; los cuales son equivalentes a los costos fijos y variables en que incurren las
centrales, e incluyen:
1) Costos fijos de operación y mantenimiento;
2) Costos por obligaciones laborales incrementales;
3) Depreciación de la central;
4) Costos de infraestructura asociada (gasoductos, desmantelamiento de la central nuclear y
terminal de carbón);
5) Costos variables de operación y mantenimiento;
6) Otras tarifas o costos (transmisión, tarifas CENACE, cuota CRE, derechos de uso de agua a
CONAGUA).
Para los pagos unitarios de los costos fijos y variables de operación y mantenimiento de cada
central, y con el fin de no duplicar ningún pago, se procedió de la siguiente forma: al costo de
operación de la central reportado en el Balance General se sustrajo el cálculo de costos variables
entregado por las centrales multiplicado por la generación anual proyectada, con lo que se obtuvo el
costo fijo de operación. El monto obtenido de los costos fijos se dividió entre la Capacidad
Instalada Contratada de la central a modo de obtener pagos en pesos por MW-año y posteriormente
24
se estableció el monto variable por MWh requerido de tal modo que se aseguren los pagos
suficientes para el correcto mantenimiento de cada central.
Cabe señalar que el costo de obligaciones laborales se ajustará de acuerdo al valor correspondiente
al nuevo Contrato Colectivo de Trabajo de la CFE, vigente a partir de 2016.
Además, se reconocen los costos de financiamiento en los que puedan incurrir las centrales,
otorgando una tasa de retorno sobre el capital del 6.5%, de acuerdo a mejores prácticas
internacionales. El pago del retorno sobre el capital se introducirá de manera gradual con el fin de
garantizar que este se otorgue a las centrales más eficientes, esto es aquellas que recibirían contrato
en el escenario inicial del Anexo 2 y que hayan sido evaluadas por la CRE como económicamente
eficientes, al estar por debajo de la referencia internacional de costos anuales. La introducción
gradual del pago mencionado se dará al multiplicar el pago nivelado calculado por un porcentaje
hasta alcanzar el 100% de la siguiente forma:
Primer año de los contratos (2017): 0%
Segundo año de los contratos (2018): 25%
Tercer año de los contratos (2019): 50%
Cuarto año de los contratos (2020): 75%
A partir del quinto año de los contratos (2021 en adelante): 100%
En la Tabla 4 se detalla la repartición de los costos en los pagos fijos y en la Tabla 5 de los pagos
variables para cada tecnología.
Tabla 4. Componentes de pago fijo
Tecnología
Carboelectrica 1 1 1 1 1 1
Ciclo Combinado 1 1 1 1 1 1 1
Cogeneracion Eficiente 1 1 1 1 1 1 1
Combustion Interna 1 1 1 1 1 1 1
Eolicas 1 1 1
Geotermica 1 1 1
Hidroelectricas Gran Escala 1 1 1 1 1
Hidroeléctrica Mediana Escala 1 1 1 1 1
Mini Hidro 1 1 1 1 1
Mini Hidro Intermitente 1 1 1
Nucleoeléctrica 1 1 1 1 1 1
Solares 1 1 1
Termoelectrica Convencional 1 1 1 1 1 1 1
Turbogas 1 1 1 1 1 1 1
Cargo por
gasoducto
($/KW-yr)
Costo fijo de
operación
($/kW-yr)
Costo fijo de
Mantenimiento
($/kW-yr)
Obligación
laboral
incremental
($/kW-year)
Impuesto a
Costos Fijos
($/kW-yr)
Depreciación
($/kW-yr)
Retorno nivelado
($/kW-yr)
25
Tabla 5. Componentes de pago variable
Adicionalmente, se prevén pagos mensuales para cubrir la tarifa del CENACE, la tarifa de
transmisión, así como pagos en función de la Capacidad Instalada Contratada para cubrir las cuotas
anuales del CENACE y de la CRE por supervisión anual de permisos y, en caso de las centrales
hidroeléctricas, el pago a la Comisión Nacional Del Agua de derechos por el uso no consuntivo de
aguas nacionales para Generación Hidroeléctrica. Dichos cargos se prevé puedan ser ajustados ante
cambios en las cuotas autorizadas por la CRE y en la Ley Federal de Derechos.
Con el fin de buscar una operación óptima de las centrales, en el caso de las centrales de Energías
Limpias, al aplicar este esquema de pagos, utilizando como insumo la generaciónestimada para el
2016 del PRODESEN 2015 y 2016, y obteniendo el promedio, junto con el escenario de
predespacho estimado por el CENACE, se obtienen los siguientes porcentajes de ingresos variables,
los cuales son suficientes para complementar sus requerimientos de ingreso.
Tabla 6. Fuente de ingresos variables para centrales de Energías Limpias
Tecnología % Ingreso Variable
Eólicas CFE (51-77%) Promedio 67%
Eólicas PIE (99.2-99.8%) Promedio 99.6%
Solares (50-99%) Promedio 79%
Mini hidros Intermitentes (30-77%) Promedio 59%
Hidroeléctrica Gran Escala (21-61%) Promedio 34%
Hidroeléctrica Mediana Escala (4-29%) Promedio 19%
Mini hidro (13-30%) Promedio 18%
D. Factores de ajuste
Finalmente, una parte de dichos pagos serán ajustados periódicamente para reflejar variaciones en la
inflación relevante para sus diversos componentes, a continuación se incluye una breve descripción.
Tecnología
Carboelectrica 1 1
Ciclo Combinado 1 1
Cogeneracion Eficiente 1
Combustion Interna 1 1
Eolicas 1 1 1 1
Geotermica 1 1 1 1
Hidroelectricas Gran Escala 1 1
Hidroeléctrica Mediana Escala 1 1
Mini Hidro 1 1
Mini Hidro Intermitente 1 1 1 1
Nucleoeléctrica 1 1
Solares 1 1 1 1
Termoelectrica Convencional 1 1
Turbogas 1 1
Consumo de
combustible
($/MWh)
O&M Variable
($/MWh)
Depreciación
($/MWh)
Costo fijo de
operación
($/MWh)
Costo fijo de
Mantenimiento
($/MWh)
Retorno nivelado
($/MWh)
26
Dado que los pagos en los contratos están estipulados de manera mensual, los factores de ajuste se
detallan de manera mensual.
1) En función de que los pagos fijos de operación y mantenimiento se han determinado a partir de
los datos contables de la CFE durante el 2015, es necesario que éstos puedan ser ajustados en
años posteriores en función de parámetros claros y transparentes. Diversos costos de operación
y mantenimiento dependen de insumos como: aceites, combustibles, mano de obra, materiales
y equipos. Los precios de venta de dichos insumos se ajustan por sus costos de producción, que
pueden incorporar, variaciones mensuales en insumos básicos como energéticos y metales
básicos.
Por ello, es necesario reflejar un ajuste por inflación en los pagos que se realicen a los
generadores por dichos conceptos. El factor de ajuste por inflación para los costos de
operación y mantenimiento se calcula como el promedio ponderado entre la variación del
índice de precios al consumidor de Estados Unidos y México del mes previo al pago y aquel
publicado en diciembre 2015, ya que los insumos se adquieren en ambos mercados. Para los
EE.UU. se utiliza el “Producer Price Index” correspondiente al rubro “Commercial Machinery
Repair and Maintenance” publicado por el Bureau of Labor Statistics de Estados Unidos. En el
caso de México, corresponde al Índice Nacional de Precios Consumidor publicado por el
Instituto Nacional de Estadística y Geografía (INEGI).
Dadas estas características fue necesario que el índice reflejara también variaciones en el tipo
de cambio.
El porcentaje de participación de insumos para costos fijos de operación y mantenimiento en
dólares y pesos, calculada de acuerdo a la participación promedio en 2015 obtenida de la CFE
considera qué porcentaje de los costos de operación y mantenimiento corresponde a los costos
financieros que se incluyeron en este rubro. Los costos fijos de operación y mantenimiento,
representan el 68% del costo y se reparten en 85% en dólares y 15% en pesos, mientras que los
costos financieros representan el 32% del costo y se reparten en 30% en dólares y 70% en
pesos; de acuerdo a lo reportado por el área de finanzas de la CFE.
Para los costos variables de operación y mantenimiento se usó un porcentaje de 30% de
insumos en dólares y 70% en pesos, de acuerdo a recomendaciones de prácticas comunes del
consultor EY Ernst & Young. De igual manera que con los costos fijos de operación y
mantenimiento, se utilizaron los índices “Producer Price Index” correspondiente al rubro “All
Comodities” publicado por el Bureau of Labor Statistics de Estados Unidos y el Índice
Nacional de Precios Productor sin Crudo de Exportación publicado por el Instituto Nacional de
Estadística y Geografía (INEGI), tomando como base los índices para diciembre 2015.
2) El factor de ajuste para las obligaciones laborales se calcula como el promedio entre la
variación anual en las obligaciones laborales derivado del Contrato Colectivo de Trabajo de la
CFE con el Sindicato Único de Trabajadores de la República Mexicana (SUTERM), y la tasa
variación entre el salario diario promedio asociado a asegurados trabajadores a nivel nacional,
publicado por el Instituto Mexicano del Seguro Social, tomando como base diciembre 2016.
3) Finalmente, el factor de ajuste por inflación del retorno nivelado se calcula como la variación
entre el valor para el mes previo al pago y aquel publicado para diciembre 2015del Índice
Nacional de Precios al Consumidor Publicado por el Instituto Nacional de Estadística y
Geografía (INEGI).
4)
27
VIII. Centrales de Menor Costo
La opinión de la CRE emitida a esta Secretaría recomendó asignar las centrales de menor costo a
los usuarios domésticos, como un mecanismo de transición. Para la identificación de dichas
centrales, se calculó el costo total de la totalidad de centrales bajo contrato legado, incluyendo
costos fijos y variables. Las centrales fueron ordenadas de menor a mayor costo, y fueron incluidas
en el conjunto hasta que este conjunto cubriera una cantidad de energía equivalente al consumo de
energía de los usuarios domésticos de 67.48 TWh. El resultado de dicho procedimiento se
encuentra en el ANEXO 3, junto con el número de años que podrán asignarse en prioridad el
servicio doméstico, con el fin de crear el mecanismo de transición recomendado en la opinión de la
CRE.
IX. Fuentes de Información
En esta sección se encuentran las fuentes de información utilizadas para la elaboración de la
presente Metodología, Criterios y Términos para Contratos Legados.
[1] Ley de La industria Eléctrica, México 2014
[2] Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2015-2029.
Secretaría de Energía, Subsecretaría de Electricidad, México 2015.
[3] Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2016-2030.
Secretaría de Energía, Subsecretaría de Electricidad. México 2016.
[4] CFE (octubre 2015), Unidades Generadoras en Operación, Generación, Eficiencia
Térmica y Consumo de Combustibles 2007 -2014 CFE y PIE. Información Confidencial.
[5] Unidades Generadoras en Operación, Capacidad 2014. Sistema Eléctrico Nacional (CFE
y PIE). Subdirección de Programación, CFE. México 2014. Información Confidencial.
[6] CFE (junio 2015), Unidades Generadoras en Operación, Disponibilidad e Indisponibilidad
2010—2014. Información Reservada.
[7] Costos y Parámetros de Referencia para la Formulación de Proyectos de Inversión en el
Sector Eléctrico trigésima cuarta edición, COPAR Generación 2014. Comisión Federal de
Electricidad, Subdirección de Programación, Coordinación de Evaluación. México 2014.
[8] Costos y Parámetros de Referencia para la Formulación de Proyectos de Inversión en el
Sector Eléctrico trigésima quinta edición, COPAR Generación 2015. Comisión Federal de
Electricidad, Subdirección de Programación, Coordinación de Evaluación. México 2015.
Información Reservada.
[9] Geothermal Strategic Value Analysis, in Support of the 2005 integrated energy policy
report, Sison-Lebrilla, E., Tiangco, V., California Energy Commission; Dual Flash -
Results of Economic Analysis EE.UU.AA. 2005.
[10] Programa de Obras e Inversión del Sector Eléctrico (POISE) 2012-2026. Comisión
Federal de Electricidad, Dirección General, Subdirección de Programación. México 2012.
Información Reservada.
28
[11] Programa de Obras e Inversión del Sector Eléctrico (POISE) 2014-2018. ComisiónFederal de Electricidad, Dirección General, Subdirección de Programación. México 2014.
Información Reservada.
[12] CFE (enero 2016), Catálogo General de Presas y Centrales Hidroeléctricas de la CFE.
Información Reservada.
[13] (SENER) Resultados modelo Plexos utilizado para PRODESEN 2015-2029. Información
Confidencial.
[14] (SENER) Resultados modelo Plexos utilizado para PRODESEN 2016-2030. Información
Confidencial.
[15] CFE (enero 2016) Costos fijos gasoductos por proyecto, zona y central. Información
Confidencial.
[16] CFE (enero 2016) Lista de proyectos de gasoductos. Información Confidencial.
[17] CFE (junio 2016) Uso de gasoductos nacional 2016-2029. Información Confidencial.
[18] CFE (junio 2016) Uso de gasoductos nacional 2016-2043. Información Confidencial.
[19] CFE (julio 2016) Consumo de gas natural anual, Resumen. Información Confidencial.
[20] CFE (julio 2016) Pagos por reserva de capacidad de gasoductos. Información
Confidencial.
[21] CFE (julio 2016) Análisis de costos de operación y mantenimiento (documento resumen).
Información Confidencial.
[22] CFE (julio 2016) Análisis de costos de operación y mantenimiento (carpeta con soportes).
Información Confidencial.
[23] CFE (abril 2016) Contrato de prestación de Servicios de Manejo de carbón entre la CFE y
Banco Inverlat con Techint (1996). Información Confidencial.
[24] CFE (abril 2016) Contrato de fideicomiso irrevocable de administración, garantía y
traslativo de dominio entre Techint, Carbonser, CFE e Inverlat. Información Confidencial.
[25] CFE (abril 2016) Convocatoria para la Adquisición de 5,980,000 toneladas de Carbón
Mineral Térmico con destino a la C.T. Pdte. Plutarco Elías Calles. Información
Reservada.
[26] CFE (abril 2016) Convocatoria para la Adquisición de 500,000 toneladas de Carbón
Mineral con las Características del Carbón de Sabinas, Coahuila. Información Reservada.
[27] CFE (junio 2016) Balance General de las actividades de Generación con cifras al cierre
de 2014. Información Confidencial
[28] CFE (junio 2016) Balance General de las actividades de Generación con cifras al cierre de
2015. Información Confidencial
[29] CFE (junio 2016) Costos indirectos de generación, Balanza Generación 2015.
Información Confidencial
[30] FERC Gas Tariff Original Volume No. 1 of Ruby Pipeline, L.L.C.
[31] PJM “Cost of New Entry Estimates for Combustion Turbine and Combined Cycle Plants
in PJM”; The Brattle Group, Sargent & Lundy. Estados Unidos de America, 2014.
[32] NUREG 1307, Rev. 15. Report on Waste Burial Charges. U.S.NRC. Estados Unidos de
América, 2013.
[33] Base de datos con registros históricos de generación reportados por CENACE.
[34] Costos de combustibles reportados en las tablas de mérito mensuales de CENACE.
Información Reservada.
29
[35] CFE (julio 2016) Distribución de Deuda Documentada y Pidirega (Inversión Directa) por
moneda. Información Reservada.
[36] PIIRCE. Información Confidencial
[37] Manual de Mercado de Energía de Corto Plazo, Diario Oficial de la Federación, publicado
el 17 de junio de 2016.
[38] Estados Financieros a Diciembre de 2015. Comisión Federal de Electricidad. México
2016.
[39] Acuerdo Núm. A/045/2015: Acuerdo por el que la Comisión Reguladora de Energía
expide las tarifas que aplicará la Comisión Federal de electricidad por el servicio público
de transmisión de energía eléctrica durante el periodo tarifario inicial que comprende del 1
de enero de 2016 y hasta el 31 de diciembre de 2018.
[40] Acuerdo Núm. A/075/2015: Acuerdo por el que la Comisión Reguladora de Energía
Expide las tarifas de operación del Centro Nacional de Control de Energía para el año
2016.
[41] Ley Federal de Derechos, Diario Oficial de la Federación, publicada el 11 de agosto 2014.
[42] Archivo Excel con flujos correspondientes a pagos acordados y uso proyectado para los
gasoductos con los que tiene contrato la CFE. Contiene información proveniente de
contratos para el transporte de gas natural obtenidos bajo licitaciones llevadas a cabo por
la CFE, así como contratos realizados en administraciones anteriores (reservas de
capacidad en México en el Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado
de Gas Natural, SISTRNAGAS por sus siglas, y Estados Unidos, convenios de inversión,
etc.) de cada gasoducto, ramal, cabezal, compresora o regasificadora entre el 1 de enero de
2017 y el 31 de diciembre 2043 y Caso Base de abril 2016 elaborado por la CFE.
[43] Tarifas del SISTRANGAS vigentes a partir del 1 de octubre de 2016 al 31 de
diciembre de 2016. Diario Oficial de la Federación 30 de septiembre de 2016.
[44] Tarifa publicada en Arizona Rates FT1 (Daily reservation). THIRD REVISED
VOLUME NO. 1A.
[45] Presupuesto de Egresos de la Federación para la Comisión Federal de Electricidad
2014.
[46] Presupuesto de Egresos de la Federación para la Comisión Federal de Electricidad
2015.
[47] Presupuesto de Egresos de la Federación para la Comisión Federal de Electricidad
2016.
30
Anexo 1 Determinación de la tarifa nivelada de los contratos de reserva
de capacidad que tiene la CFE para el transporte de gas natural
Información utilizada y consideraciones:
Para el cálculo de la tarifa nivelada de los pagos por reserva de capacidad firme en el sistema actual
y futuro de gasoductos de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) se considera lo siguiente:
1. Retribuciones: pagos por reserva de capacidad en firme pactados en los contratos obtenidos
bajo licitaciones llevadas a cabo por la CFE, así como contratos realizados en
administraciones anteriores (reservas de capacidad en México en el Sistema de Transporte y
Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural, SISTRNAGAS por sus siglas, y
Estados Unidos, convenios de inversión, etc.) de cada gasoducto, ramal, cabezal,
compresora o regasificadora entre el 1 de enero de 2017 y el 31 de diciembre 2043. Todos
los contratos antes mencionados fueron revisados por personal de la Secretaría.
2. Centrales de Generación Eléctrica: se utiliza el Caso Base de abril 20169 (Caso Base)
elaborado por la CFE para establecer la lista de centrales cuyo combustible principal es el
gas natural. La información contenida en el Caso Base de los generadores es la siguiente:
a. Capacidad bruta,
b. Eficiencia10,
c. Programa de adiciones de Capacidad,
d. Programa de Retiros, y
e. Repotenciaciones de las centrales: ajustes en la eficiencia y capacidad bruta.
Debido a que las proyecciones de demanda de energía eléctrica del Caso Base y el
PRODESEN llegan hasta 2029, se considera que esta permanece constante a partir de enero
de 2030 y hasta diciembre de 2043.
Para los Productores Independientes de Energía (PIE) se considera que su vida útil será de 5
años adicionales a los 25 años de duración de sus respectivos contratos.
3. Consumo de gas natural del parque de generación: para la estimación del consumo de gas
natural de las centrales eléctricas que tienen un contrato de reserva de capacidad con CFE
se consideran eficiencia y capacidad bruta de cada central o unidad con el objetivo de
estimar la reserva de capacidad en la red actual y futura de gasoductos.
4. Regiones: se consideran las siguientes regiones de suministro de gas natural:
a. Zona 1: Baja California
b. Zona 2: Noroeste
9 El Caso Base es el modelo en el cual se representa el comportamiento y evolución a largo plazo del Sistema Eléctrico
Nacional bajo distintos supuestos utilizado por la CFE: crecimiento de la demanda eléctrica, escenario de precios de
combustibles, programas de retiros y adiciones de capacidad, así como repotenciaciones, escenario de recurso hídrico y
demás recursos renovables, límites de transmisión eléctrica, etc.
10
La eficiencia de las centrales existentes corresponde al promedio de la estadística obtenida a partirde la generación
histórica y el consumo de combustible reportados en el documento “Generación, Eficiencia Térmica y Consumo de
Combustibles 2007 - 2014 CFE y PIE”. Para nuevos proyectos de generación se utilizó como referencia el COPAR 2015.
31
c. Zona 3: Norte
d. Zona 4: Noreste
e. Zona 5: Occidente
f. Zona 6: Centro - Golfo
g. Zona 7: Península de Yucatán
h. Zona 8: Baja California Sur11
5. Bloques de tiempo: debido a que la entrada de la nueva infraestructura en los primeros años
tiene un costo mayor en comparación con el resto de los años, se estiman cuatro tarifas
distintas, para cada una de las zonas mencionadas anteriormente, de acuerdo a los
siguientes bloques de tiempo:
a. Bloque 1: desde enero hasta diciembre de 2017.
b. Bloque 2: desde enero hasta diciembre de 2018.
c. Bloque 3: desde enero de 2019 hasta diciembre de 2030.
d. Bloque 4: desde enero de 2031 hasta diciembre de 2043.
6. Centrales con Contrato Legado, y duración de estos.
7. Consideraciones económicas:
a. Tasa de descuento del 10% anual.
b. Los pagos están en dólares corrientes.
c. Se considera una sola tarifa por reserva de capacidad para todos los usuarios por
cada bloque y zona.
d. Se consideran los siguientes precios existentes como referencia a las condiciones de
mercado en cada zona
12
:
a. Zona 1: Sistema Rosarito, $0.084 USD/MMBtu
b. Zona 2: El Paso Natural Gas (EPNG), $0.451 USD/MMBtu
c. Zona 3: SISTRANGAS Norte – Norte, $0.419 USD/MMBtu
d. Zona 4: SISTRANGAS Golfo – Golfo, $0.335 USD/MMBtu
e. Zona 5: SISTRANGAS Golfo – Centro, $0.717 USD/MMBtu
f. Zona 6: SISTRANGAS Golfo – Occidente, $0.535 USD/MMBtu
g. Zona 7: SISTRANGAS Sur – Sur, $0.203 USD/MMBtu
8. Factor de conversión GJ/MMBtu: 1 GJ equivale a 0.947815006266077 MMBtu
Metodología y Resultados:
Se realiza el cálculo de la tarifa nivelada en distintos bloques de tiempo (1-4) para cada una de las
zonas (1-7).
11 En el caso de Baja California Sur no se estimará la tarifa nivelada ya que no hay Centrales con Contrato Legado en la
zona que consuman gas por lo que el ejercicio no es necesario.
12 Tarifas del SISTRANGAS vigentes a partir del 1 de octubre de 2016 al 31 de diciembre de 2016. Diario Oficial de la
Federación 30 de septiembre de 2016.
Para EPNG, tarifa publicada en Arizona Rates FT1 (Daily reservation). THIRD REVISED VOLUME NO. 1A.
Tipo de cambio considerado: $20.3863 MXN/USD.
32
1. Se enlistan los pagos fijos por cada gasoducto de los distintos contratos de servicio con los que
cuenta CFE.
2. Se enlistan las todas centrales que tienen y tendrán un contrato de reserva de capacidad firme
con CFE, su capacidad bruta y su eficiencia histórica. Esto incluye tanto las centrales
evaluadas para recibir un Contrato Legado, como aquellas que no son candidatas a recibir un
Contrato Legado.
3. Se determina la capacidad de reserva de gas natural del sistema estimando el consumo de cada
central de generación considerando una operación al 100% de su capacidad.
4. Para calcular la tarifa nivelada por región y bloque, se considera el costo de los gasoductos
contenidos en cada una de las regiones por cada bloque. En caso de existir gasoductos
contenidos en más de una zona, sus costos se reparten entre las zonas de acuerdo su porcentaje
de participación. Estos porcentajes se obtienen como el cociente entre la demanda de gas
estimada para cada zona y la demanda estimada para todas las zonas, proyectadas entre 2017 y
2043.
5. Con base a la información de los puntos anteriores, se obtienen las tarifas13 por zona y bloque
mediante la siguiente formula:
Dónde:
= Valor presente de los costos nivelados de cada gasoducto, ramal, cabezal y
regasificadora para la zona i del bloque j, {
}, { }.
= Valor presente de la capacidad reservada para la
zona i del bloque j, { },
{ }.
6. Esta tarifa representa un costo unitario que será aplicado a la capacidad reservada de gas
natural de cada central eléctrica durante su duración en el Contrato Legado. Además, la
tarifa obtenida debe respetar la proporción entre las tarifas actuales (numeral 7.d de la
sección Información utilizada y consideraciones) y las estimadas para cada zona y bloque.
En la tabla 1 se detallan las tarifas niveladas de acuerdo a las condiciones de los contratos
de reserva de capacidad que tiene la CFE para el transporte de gas natural al cierre del año
2016 en USD/MMBtu.
13 Esta tarifa refleja los pagos requeridos por cada gasoducto, ramal, cabezal, compresora y recalificadora pro zona y
bloque y busca cubrir los costos del periodo con la capacidad reservada esperada.
33
Tabla 7: Tarifa nivelada por Zona y Bloque en escenario actual
Bloque Zona 1 Zona 2 Zona 3 Zona 4 Zona 5 Zona 6 Zona 7
1 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
2 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
3 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
4 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
Para el bloque 4, no existen centrales con contratos legados en las zonas 5, 6 y 7 por lo que
no se calculó dicha tarifa.
Con las tarifas de la Tabla 1, los pagos totales provenientes de los contratos legados a los
gasoductos, son los siguientes:
Tabla 8: Monto de pagos esperados en escenario actual en USD/MMBtu
Pagos por reserva de capacidad
(MMUSD)
2017 xxxxxxx
2018 xxxxxxx
2019 xxxxxxx
2020 xxxxxxx
2021 xxxxxxx
2022 xxxxxxx
2023 xxxxxxx
2024 xxxxxxx
2025 xxxxxxx
2026 xxxxx
2027 xxxxx
2028 xxxxx
2029 xxxxx
7. Adicionalmente, se evalúan los impactos en las tarifas si se cedieran los contratos de la
Regasificadora de Manzanillo y las Compresoras Altamira y Soto la Marina al SISTRANGAS.
Para llevar a cabo dicho cálculo se resta el costo mensual a los flujos enlistados del Punto 1
para cada uno de los casos definidos a continuación:
a. Caso 1: Sin el costo de la regasificadora de Manzanillo.
b. Caso 2: Sin el costo de la compresora Altamira.
c. Caso 3: Sin el costo de la compresora Soto la Marina.
d. Caso 4: Sin el costo de la regasificadora de Manzanillo y la compresora Altamira
e. Caso 5: Sin el costo de la regasificadora de Manzanillo y la compresora Soto la
Marina.
f. Caso 6: Sin el costo de la compresora Altamira y la compresora Soto la Marina
g. Caso 7: Sin el costo de la regasificadora de Manzanillo, la compresora Altamira y
la compresora Soto la Marina.
Para cada uno de los escenarios mencionados arriba se llevan a cabo los Puntos 5 y 6.
34
Las siguientes tablas muestran las tarifas por zonas y bloques de los escenarios descritos.
Tabla 9: Tarifa nivelada por Zona y Bloque en el Caso 1: Sin el costo de la Regasificadora de Manzanillo en
USD/MMBtu
Bloque Zona 1 Zona 2 Zona 3 Zona 4 Zona 5 Zona 6 Zona 7
1 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
2 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
3 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
4 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
Tabla 10: Tarifa nivelada por Zona y Bloque en el Caso 2: Sin el costo de la compresora Altamira en
USD/MMBtu
Bloque Zona 1 Zona 2 Zona 3 Zona 4 Zona 5 Zona 6 Zona 7
1 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
2 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
3 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
4 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
Tabla 11: Tarifa nivelada por Zona y Bloque en el Caso 3: Sin el costo de la compresora Soto la Marina en
USD/MMBtu
Bloque Zona 1 Zona 2 Zona 3 Zona 4 Zona 5 Zona 6 Zona 7
1 xxxxxx xxxxxxxxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
2 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
3 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
4 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
Tabla 12: Tarifa nivelada por Zona y Bloque en el Caso 4: Sin el costo de la Regasificadora de Manzanillo y la
compresora Altamira en USD/MMBtu
Bloque Zona 1 Zona 2 Zona 3 Zona 4 Zona 5 Zona 6 Zona 7
1 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
2 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
3 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
4 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
Tabla 13: Tarifa nivelada por Zona y Bloque en el Caso 5: Sin el costo de la Regasificadora de Manzanillo y la
compresora Soto la Marina en USD/MMBtu
Bloque Zona 1 Zona 2 Zona 3 Zona 4 Zona 5 Zona 6 Zona 7
1 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
2 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
3 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
4 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
35
Tabla 14: Tarifa nivelada por Zona y Bloque en el Caso 6: Sin el costo de la compresora Altamira y la
compresora Soto la Marina en USD/MMBtu
Bloque Zona 1 Zona 2 Zona 3 Zona 4 Zona 5 Zona 6 Zona 7
1 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
2 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
3 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
4 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
Tabla 15: Tarifa nivelada por Zona y Bloque en el Caso 7: Sin el costo de la Regasificadora de Manzanillo, la
compresora Altamira y la compresora Soto la Marina en USD/MMBtu
Bloque Zona 1 Zona 2 Zona 3 Zona 4 Zona 5 Zona 6 Zona 7
1 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
2 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
3 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
4 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
8. Adicionalmente, cuando se actualicen las tarifas del SISTRANGAS, se deberá calcular el
ajuste requerido a las tarifas plasmadas en la sección de resultados (Tablas 1, 3, 4, 5, 6, 7, 8 y
9) de acuerdo al mecanismo descrito a continuación:
Mecanismo para calcular ajuste por variación en tarifas del SISTRANGAS
Información necesaria:
a) Tarifas del SISTRANGAS14 correspondientes al periodo de emisión de la metodología.
b) Tarifas del SISTRANGAS15 correspondientes al periodo en curso.
c) Capacidad reservada en el SISTRANGAS por parte de CFE para las centrales con
Contratos Legados, con asignación por zona, en el año de emisión de la metodología y la
fecha en la que se realice el ajuste.
d) Capacidad reservada con contratos distintos al SISTRANGAS por parte de CFE para
centrales con Contratos Legados en el año de emisión de la metodología con su asignación
por nivel de aportación por zona.
e) Tarifas niveladas resultantes aplicables a las Centrales con Contrato Legado (Tablas 1, 3, 4,
5, 6, 7, 8 y 9 de la sección de resultados del presente Anexo), considerando el estatus de los
contratos con la regasificadora y las compresoras, que representan el pago fijo unitario por
transporte de gas natural.
Metodología de cálculo:
14 Publicadas en el Diario Oficial de la Federación, NOTA 1.
15 Publicadas en el Diario Oficial de la Federación.
36
1. Obtener el porcentaje de variación promedio de las tarifas del SISTRANGAS entre el
periodo de firma del contrato (Ver Nota 1) y el nuevo periodo: ∆% considerando los pagos
en Pesos por GJ.
2. Para obtener el valor unitario (USD/MMBtu) de las zonas en donde existen centrales con
contratos de reserva de capacidad en el SISTRANGAS, se debe aplicar el porcentaje de
variación a la tarifa nivelada aplicable del Contrato Legado ( ) para cada zona y
para el j-ésimo bloque correspondiente:
⁄
3. Para obtener la tarifa actualizada, se debe considerar la proporción de la capacidad del
SISTRANGAS ante el resto del sistema de gasoductos en el que la CFE tiene contratos de
reserva de capacidad para el transporte de gas natural por zona y bloque utilizado por las
centrales con Contrato Legado , los ponderadores que se presentan a continuación
corresponden a dicha proporción:
Bloque ZONA 1 ZONA 2 ZONA 3 ZONA 4 ZONA 5 ZONA 6 ZONA 7 ZONA 8
1 0.000% 0.000% 0.280% 0.000% 1.238% 2.469% 0.000% 0.000%
2 0.000% 0.000% 0.258% 0.000% 1.247% 2.163% 0.000% 0.000%
3 0.000% 0.000% 0.395% 0.000% 2.860% 7.089% 0.000% 0.000%
4 0.000% 0.000% 0.979% 0.000% 0.000% 0.000% 0.000% 0.000%
Por lo tanto, la tarifa actualizada corresponde a la suma de la tarifa descrita en el Contrato
Legado ( ) y el Monto de Ajuste unitario ( ) afectado por los ponderadores
:
Adicionalmente, se puede calcular el monto total de ajuste diario de la siguiente manera:
4. De la capacidad reservada en el SISTRANGAS ( ) para las centrales que
pertenecen al Contrato Legado, considerar la distribución de reserva de capacidad para cada
zona por parte de CFE, de acuerdo a los siguientes ponderadores16 ( ):
Es decir, el volumen reservado en el SISTRANGAS para cada zona se estima de la
siguiente manera:
⁄
16 NOTA 2. Los ponderadores deberán actualizarse de acuerdo a la información mencionada en el inciso c de la
Información necesaria considerando que estos fueron calculados con los volúmenes permitidos en la Resolución RES-
968-2016.
Zona 1 Zona 2 Zona 3 Zona 4 Zona 5 Zona 6 Zona 7 Zona 8
0% 0% 3.65% 0% 23.54% 72.8% 0% 0%
37
5. Multiplicar el volumen reservado en el SISTRANGAS para cada zona por el incremental
obtenido en el Punto 2 ( ). El resultado de esta operación será el Monto de ajuste
diario:
⁄
NOTA 1: Las tarifas del SISTRANGAS correspondientes al periodo de emisión de la metodología
son las siguientes:
PERIODO VIGENCIA AÑO
OCTUBRE-DICIEMBRE 2016
Reserva de capacidad
MXN/GJ
SUR CENTRO OCCIDENTE GOLFO NORTE ITSMO
SUR $3.92438 $12.46572 $15.99052 $8.60716 $14.90003 $10.55780
CENTRO
OCCIDENTE $9.17972 $5.32116 $13.86250
GOLFO $10.33769 $13.86250 $6.47913 $12.77201
NORTE $12.77201 $8.08924
ITSMO
NOTA 2: En caso de que haya ajustes en la capacidad contratada por CFE en el SISITRANGAS,
los ponderadores , deberán actualizarse. Para el ajuste se deberá considerar el volumen
permitido en la Resolución RES-968-2016, el cual es el monto vigente a la publicación de la
presente metodología, y el nuevo volumen. Los ponderadores se ajustarán multiplicando
estos por el factor de cambio entre el volumen total de la Resolución RES-968-2016 y el nuevo
volumen ( ).
Dónde:
38
Anexo 2 Selección de Centrales para Contrato Legado, bajo escenario inicial y final
Final
Promedio PRODESEN
2015-2016, ingresos por
energía, costos de
gasoductos y cobertura
confiabilidad
Inicial
PRODESEN 2015,
ingresos por energía.
Central MW
¿Contrato
Legado?
Duració
n del
contrato
¿Contrato
Legado?
Dura
ción
del
contr
ato
C.C.C. Chihuahua II (El Encino) 619 VERDADERO 7 VERDADERO 7
C.C.C. Dos Bocas 226 VERDADERO 4 FALSO 0
C.C.C. El Sáuz 591 VERDADERO 7 VERDADERO 7
C.C.C. Felipe Carrillo Puerto (Valladolid) 220 VERDADERO 1 FALSO 0
C.C.C. Gómez Palacio 240 VERDADERO 3 FALSO 0
C.C.C. Gral. Manuel Álvarez Moreno
(Manzanillo I)
1454
VERDADERO
8 VERDADERO 8
C.C.C. Hermosillo 227 VERDADERO 6 VERDADERO 6
C.C.C. Huinalá 378 FALSO 0 FALSO 0
C.C.C. Huinalá II (Monterrey II) 459 VERDADERO 8 VERDADERO 8
C.C.C. Pdte. EmilioPortes Gil (Río Bravo) 211 VERDADERO 3 FALSO 0
C.C.C. Presidente Juárez (Rosarito) 773 VERDADERO 8 FALSO 0
C.C.C. Samalayuca II 522 VERDADERO 3 VERDADERO 1
C.C.C. San Lorenzo Potencia 382 VERDADERO 8 VERDADERO 8
C.C.C. Tula 489 VERDADERO 7 VERDADERO 7
C.C.C. Valle de México 549 VERDADERO 3 FALSO 0
C.C.I. Baja California Sur I 163 VERDADERO 4 FALSO 0
C.C.I. Gral. Agustín Olachea A. (Pto. San
Carlos)
104
VERDADERO
2 VERDADERO 2
C.C.I. Guerrero Negro II (Vizcaíno) 23
VERDADERO
Pequeño
sistema
VERDADERO 2
C.C.I. Santa Rosalía 8
VERDADERO
Pequeño
sistema
FALSO 0
C.E. Guerrero Negro 1 FALSO 0 VERDADERO 14
C.E. La Venta 84 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.E. Yuumil'iik 2 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.FV. Cerro Prieto 5 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.FV. Santa Rosalía 1 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.G. Cerro Prieto 570 VERDADERO 9 VERDADERO 7
C.G. Humeros 42 FALSO 0 VERDADERO 9
C.G. Los Azufres 192 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.G. Tres Vírgenes 10 VERDADERO 14 VERDADERO 14
39
C.H. 27 de Septiembre (El Fuerte) 59 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.H. Aguamilpa Solidaridad 960 VERDADERO 29 VERDADERO 14
C.H. Alfredo Elías Ayub (La Yesca) 750 VERDADERO 30 VERDADERO 14
C.H. Ángel Albino Corzo (Peñitas) 420 VERDADERO 22 VERDADERO 14
C.H. Bacurato 92 VERDADERO 22 VERDADERO 14
C.H. Bartolinas 1 FALSO 0 VERDADERO 14
C.H. Belisario Domínguez (Angostura) 900 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.H. Bombaná 5 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.H. Boquilla 25 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.H. Botello 18 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.H. Camilo Arriaga (El Salto) 18 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.H. Chilapan 26 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.H. Cóbano 60 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.H. Colimilla 51 VERDADERO 7 VERDADERO 7
C.H. Colina 3 VERDADERO 30 VERDADERO 14
C.H. Colotlipa 8 FALSO 0 VERDADERO 14
C.H. Cupatitzio 80 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.H. Electroquímica 1 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.H. Encanto 10 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.H. Falcón 32 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.H. Fernando Hiriart Balderrama
(Zimapán)
292
VERDADERO
30 VERDADERO 14
C.H. Gral. Manuel M. Diéguez (Santa
Rosa)
70
VERDADERO
14 VERDADERO 14
C.H. Gral. Salvador Alvarado (Sanalona) 14 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.H. Humaya 90 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.H. Infiernillo 1200 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.H. Ing. Carlos Ramírez Ulloa (El
Caracol)
600
VERDADERO
21 VERDADERO 14
C.H. Itzícuaro 1 FALSO 0 VERDADERO 14
C.H. Ixtaczoquitlán 2 FALSO 0 VERDADERO 14
C.H. José Cecilio del Valle 21 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.H. Jumatán 2 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.H. La Amistad 66 VERDADERO 30 VERDADERO 14
C.H. Leonardo Rodríguez Alcaine (El
Cajón)
750
VERDADERO
30 VERDADERO 14
C.H. Luis Donaldo Colosio (Huites) 422 VERDADERO 25 VERDADERO 8
C.H. Luis M. Rojas (Intermedia) 5 VERDADERO 8 VERDADERO 8
C.H. Malpaso 1080 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.H. Manuel Moreno Torres (Chicoasén) 2400 VERDADERO 24 VERDADERO 14
C.H. Mazatepec 220 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.H. Micos 1 FALSO 0 VERDADERO 14
C.H. Minas 15 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.H. Mocúzari 10 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.H. Oviáchic 19 VERDADERO 14 VERDADERO 14
40
C.H. Platanal 13 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.H. Plutarco Elías Calles (El Novillo) 135 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.H. Portezuelos I y II 3 FALSO 0 VERDADERO 14
C.H. Puente Grande 9 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.H. Raúl J. Marsal (Comedero) 100 VERDADERO 26 VERDADERO 14
C.H. San Pedro Porúas 3 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.H. Schpoiná 2 FALSO 0 VERDADERO 14
C.H. Tamazulapan 2 FALSO 0 VERDADERO 14
C.H. Temascal 354 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.H. Texolo 2 FALSO 0 VERDADERO 14
C.H. Tirio 1 FALSO 0 VERDADERO 14
C.H. Tuxpango 36 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.H. Valentín Gómez Farías (Agua Prieta) 240 VERDADERO 28 VERDADERO 14
C.H. Villita 320 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.H. Zumpimito 8 FALSO 0 VERDADERO 14
C.T. Altamira 500 VERDADERO 3 FALSO 0
C.T. Benito Juárez (Samalayuca) 316 VERDADERO 2 FALSO 0
C.T. Carbón II 1400 VERDADERO 3 VERDADERO 1
C.T. Carlos Rodríguez Rivero (Guaymas
II)
484
FALSO
0 FALSO 0
C.T. Felipe Carrillo Puerto (Valladolid) 75 FALSO 0 VERDADERO 1
C.T. Francisco Pérez Ríos (Tula) 1606 VERDADERO 3 FALSO 0
C.T. Francisco Villa 300 FALSO 0 FALSO 0
C.T. Gral. Manuel Álvarez Moreno
(Manzanillo I)
600 FALSO 0 FALSO 0
C.T. Guadalupe Victoria (Lerdo) 320 FALSO 0 FALSO 0
C.T. José Aceves Pozos (Mazatlán II) 616 VERDADERO 2 FALSO 0
C.T. José López Portillo (Río Escondido) 1200 VERDADERO 4 VERDADERO 1
C.T. Juan de Dios Bátiz Paredes
(Topolobampo)
320 VERDADERO 4 FALSO 0
C.T. Mérida II 168 VERDADERO 3 FALSO 0
C.T. Pdte. Adolfo López Mateos (Tuxpan) 2100 VERDADERO 1 VERDADERO 1
C.T. Pdte. Emilio Portes Gil (Río Bravo) 300 FALSO 0 FALSO 0
C.T. Pdte. Plutarco Elías Calles (Petacalco) 2778 VERDADERO 4 VERDADERO 1
C.T. Poza Rica 246 VERDADERO 3 FALSO 0
C.T. Presidente Juárez (Rosarito) 320 VERDADERO 4 FALSO 0
C.T. Puerto Libertad 632 VERDADERO 4 FALSO 0
C.T. Punta Prieta II 113 VERDADERO 5 VERDADERO 2
C.T. Salamanca 550 FALSO 0 FALSO 0
C.T. Valle de México 450 VERDADERO 2 FALSO 0
C.T. Villa de Reyes 700 VERDADERO 2 FALSO 0
C.T. Manzanillo II 700 VERDADERO 1 FALSO 0
C.TG. Aragón 32 FALSO 0 FALSO 0
C.TG. Atenco 32 FALSO 0 FALSO 0
C.TG. Caborca 42 FALSO 0 FALSO 0
41
C.TG. Cancún 102 FALSO 0 FALSO 0
C.TG. Cd. Constitución 33 FALSO 0 FALSO 0
C.TG. Chankanaab 53 FALSO 0 FALSO 0
C.TG. Chávez (TG. Laguna-Chávez) 28 FALSO 0 FALSO 0
C.TG. Ciprés 27 VERDADERO 2 FALSO 0
C.TG. Ciudad del Carmen 47 FALSO 0 FALSO 0
C.TG. Coapa 32 FALSO 0 FALSO 0
C.TG. Coyotepec 64 FALSO 0 FALSO 0
C.TG. Cuautitlán 32 FALSO 0 FALSO 0
C.TG. Culiacán 30 FALSO 0 VERDADERO 1
C.TG. Ecatepec 32 FALSO 0 FALSO 0
C.TG. Fundidora (TG. Monterrey) 12 FALSO 0 FALSO 0
C.TG. Guerrero Negro II (Vizcaíno) 14 VERDADERO NA FALSO 0
C.TG. Huinalá 150 FALSO 0 FALSO 0
C.TG. Industrial (TG. Juárez) 18 FALSO 0 VERDADERO 1
C.TG. Iztapalapa 32 FALSO 0 FALSO 0
C.TG. La Laguna (TG. Laguna-Chávez) 56 FALSO 0 FALSO 0
C.TG. La Paz 43 VERDADERO 7 FALSO 0
C.TG. Leona (TG. Monterrey) 24 FALSO 0 FALSO 0
C.TG. Los Cabos 140 VERDADERO 3 FALSO 0
C.TG. Magdalena 32 FALSO 0 FALSO 0
C.TG. Mérida II 30 FALSO 0 FALSO 0
C.TG. Mexicali 62 VERDADERO 2 FALSO 0
C.TG. Monclova 48 FALSO 0 FALSO 0
C.TG. Nachi-Cocom 30 FALSO 0 FALSO 0
C.TG. Nizuc 88 FALSO 0 FALSO 0
C.TG. Parque (TG. Juárez) 59 VERDADERO 2 FALSO 0
C.TG. Remedios 32 FALSO 0 FALSO 0
C.TG. Santa Cruz 32 FALSO 0 FALSO 0
C.TG. Tecnológico (TG. Monterrey) 26 FALSO 0 FALSO 0
C.TG. Tijuana 210 VERDADERO 6 FALSO 0
C.TG. Universidad (TG. Monterrey) 24 FALSO 0 FALSO 0
C.TG. Vallejo 32 FALSO 0 FALSO 0
C.TG. Victoria 32 FALSO 0 FALSO 0
C.TG. Villa de las Flores 32 FALSO 0 FALSO 0
C.TG. Xul-Ha 40 FALSO 0 FALSO 0
C.TG. 229 TG Baja California II Fase I 135 VERDADERO 7 VERDADERO 1
C.TG. Baja California Sur I (Loreto tg) 20 FALSO 0 VERDADERO 2
C.TG. Guerrero Negro (Santa Rosalia) 15 VERDADERO 7 FALSO 0
C.H. Tingambato 42 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.H. Gral. Ambrosio Figueroa (La Venta) 30 VERDADERO 14 VERDADERO 14
C.H. Santa Bárbara 22 VERDADERO 14 VERDADERO 14
CN. Laguna Verde 1400 VERDADERO 30 VERDADERO 13
Firmes
42
Salamanca Fase I 382 VERDADERO 8 VERDADERO 8
Azufres III Fase I 53 VERDADERO 8 VERDADERO 8
Centro I 658 VERDADERO 7 VERDADERO 7
Agua Prieta II 390 FALSO 0 FALSO 0
Termosolar Agua Prieta II 14 FALSO 0 VERDADERO 7
Guerrero Negro 19
VERDADERO
Pequeño
sistema
FALSO 0
Humeros 54 VERDADERO 14 VERDADERO 14
Baja California Sur V (Coromuel) 49 FALSO 0 FALSO 0
Valle de México 543 VERDADERO 8 VERDADERO 8
Empalme (Guaymas II) 770 VERDADERO 4 FALSO 0
Chicoasén II 240 FALSO 0 VERDADERO 8
Empalme II (Guaymas III) 683 VERDADERO 4 FALSO 0
Baja California Sur VI 43 FALSO 0 FALSO 0
Existing PPAs
Mexicali PIE 489 VERDADERO 13 VERDADERO 13
Fuerzay Energía de Hermosillo PIE 250 VERDADERO 13 VERDADERO 13
Naco Nogales PIE 258 VERDADERO 13 VERDADERO 13
(El Sáuz) PIE 495 VERDADERO 12 VERDADERO 12
Mérida III PIE 484 VERDADERO 10 VERDADERO 10
Transalta Campeche PIE 252 VERDADERO 13 VERDADERO 13
Valladolid III PIE 525 VERDADERO 14 VERDADERO 14
Altamira II PIE 495 VERDADERO 12 VERDADERO 12
Altamira III y IV PIE 1036 VERDADERO 13 VERDADERO 13
Altamira V PIE 1121 VERDADERO 14 VERDADERO 14
Monterrey III (Dulces Nombres) PIE 449 VERDADERO 12 VERDADERO 12
Río Bravo II (Anáhuac) PIE 495 VERDADERO 11 VERDADERO 11
Río Bravo III PIE 495 VERDADERO 14 VERDADERO 14
Río Bravo IV PIE 500 VERDADERO 14 VERDADERO 14
Saltillo PIE 248 VERDADERO 14 VERDADERO 14
Tamazunchale PIE 1135 VERDADERO 14 VERDADERO 14
La Venta III PIE 103 VERDADERO 14 VERDADERO 14
Oaxaca I PIE 102 VERDADERO 14 VERDADERO 14
Oaxaca II PIE 102 VERDADERO 14 VERDADERO 14
Oaxaca III PIE 102 VERDADERO 14 VERDADERO 14
Oaxaca IV PIE 102 VERDADERO 14 VERDADERO 14
Tuxpan II (Tres Estrellas) PIE 495 VERDADERO 10 VERDADERO 10
Tuxpan III y IV PIE 983 VERDADERO 13 VERDADERO 13
Tuxpan V PIE 495 VERDADERO 14 VERDADERO 14
La Laguna II PIE 498 VERDADERO 14 VERDADERO 14
Norte (PIE) 450 VERDADERO 14 VERDADERO 14
Norte II PIE 433 VERDADERO 14 VERDADERO 14
Transalta Chihuahua III PIE 259 VERDADERO 13 VERDADERO 13
New PPAs
43
Baja California III (La Jovita)_PIE 294 VERDADERO 25 VERDADERO 25
Norte III (Juárez)_PIE 906 VERDADERO 25 VERDADERO 25
Noroeste (Topolobampo II)_PIE 778 VERDADERO 25 VERDADERO 25
Topolobampo III_PIE 686 VERDADERO 25 VERDADERO 25
Noreste (Escobedo)_PIE 889 VERDADERO 25 VERDADERO 25
Sureste I Fase II 102 VERDADERO 25 VERDADERO 25
44
Anexo 3 Centrales eléctricas legadas y centrales externas legadas que
serán asociadas en prioridad a los usuarios domésticos
Nombre de la
Central
Número de años
asignada en
prioridad a cubrir
los costos de usuarios
domésticos
Nombre de la
Central
Número de años
asignada en
prioridad a cubrir
los costos de usuarios
domésticos
Sureste I Fase II 10 Oaxaca I PIE 7
C.H. Villita 10 Mérida III PIE 5
C.H. Malpaso 10 Oaxaca III PIE 6
C.H. Ángel Albino
Corzo (Peñitas)
10 C.H. Aguamilpa
Solidaridad
6
C.H. 27 de Septiembre
(El Fuerte)
10 Centro I 6
C.H. Temascal 9 Oaxaca II PIE 5
C.H. Cupatitzio 9 C.H. Bacurato 5
C.H. Infiernillo 9 Oaxaca IV PIE 5
C.H. Plutarco Elías
Calles (El Novillo)
9 Altamira II PIE 5
Salamanca Fase I 8 C.H. Electroquímica 5
C.H. Luis M. Rojas
(Intermedia)
8 C.H. Gral. Ambrosio
Figueroa (La Venta)
5
C.H. Colina 8 (El Sáuz) PIE 4
C.H. Boquilla 8 Naco Nogales PIE 4
C.H. Manuel Moreno
Torres (Chicoasén)
8 Mexicali PIE 4
C.H. Jumatán 7 C.C.C. Pdte. Emilio
Portes Gil (Río Bravo)
3
La Venta III PIE 7 C.C.C. Huinalá II
(Monterrey II)
3
C.H. Belisario
Domínguez
(Angostura)
7 C.H. Mocúzari 3
C.H. Luis Donaldo
Colosio (Huites)
7 Río Bravo IV PIE 3
Azufres III Fase I 7 C.C.C. Samalayuca II 2
C.H. Fernando Hiriart
Balderrama (Zimapán)
7 C.H. Raúl J. Marsal
(Comedero)
2
C.H. Cóbano 7 Altamira III y IV PIE 1
C.H. Oviáchic 7
45
Anexo 4 Desmantelamiento de la Central Nucleoeléctrica Laguna Verde
Al final de la vida útil de cualquier Central Nucleoeléctrica, ésta debe ser desmantelada. El término
desmantelamiento incluye la eliminación de radiactividad y una descontaminación progresiva de la
planta.
Los requisitos para el desmantelamiento de un reactor de generación eléctrica pueden dividirse en
tres etapas:
(i) Actividades iniciales.
(ii) Actividades mayores de desmantelamiento.
(iii) Actividades para el finiquito de la licencia de operación.
Por otra parte, existen tres opciones primarias de desmantelamiento, los cuales son:
1. DECON: todos los componentes y estructuras contaminadas se limpian o desmontan, se
empacan y se embarcan a un sitio de disposición de desechos radiactivos de bajo nivel, o
son almacenados temporalmente en el sitio.
2. SAFSTOR: la unidad se mantiene intacta y protegida hasta por más de 60 años, implica
realizar acciones de vigilancia en la parte de la central que contiene materiales radiactivos
e inspecciones sobre el terreno, el cual se protege con una barrera perimetral de seguridad.
El decaimiento radiactivo es el agente principal para la descontaminación.
3. ENTOMB: requiere del retiro inmediato del combustible gastado y los componentes
internos del reactor altamente activados, para proceder a la disposición y relocalización de
los materiales contaminados restantes dentro de la estructura del edifico del reactor, el cual
es sellado.
Como parte de la implementación de una Central Nucleoeléctrica, el Órgano Regulador, le solicita
a la empresa propietaria, establecer un fondo de desmantelamiento para cada reactor. La empresa
deberá acumular anualmente el monto del dinero y la adecuación del fondo. La cantidad de este
fondo se ajusta periódicamente para ajustar la volatilidad en los costos del desmantelamiento. Los
principales costos de desmantelamiento son:
Costo de mano de obra,
Consumo de energía y transporte,
Gestión y disposición de los desechos
Central Nucleoeléctrica Laguna Verde (CNLV)
La Comisión Federal de Electricidad (CFE) es propietaria de la única Central Nucleoeléctrica en
México. La CNLV está integrada por dos Unidades tipo BWR-5 con una capacidad actual de
instalación de 1620 (MW). La Unidad 1 comenzó operaciones comerciales en julio de 1990 y la
unidad 2 en abril de 1995.
La Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y Salvaguardias, como Órgano Regulador, emitió
licencias de operación para ambas Unidades con una vigencia de 30 años (con posibilidad de
extender la vida útil de las Unidades hasta 30 años después de la fecha de vencimiento de las
46
licencias). Por disposición regulatoria al concluir el servicio de operación de una instalación
nuclear (por término de licencias), ésta debe ser desmantelada por cuestiones de seguridad.
De acuerdo al Informe Anual 2010 de CFE, la estimación original para el fondo de
desmantelamiento de la CNLV fue de $312 millones de dólares americanos. El mismo
documento especifica que CFE tiene como política realizar un estudio técnico-económico, el cual
debe ser actualizado cada 5 años, que contemple el costo estimado de desmantelamiento. Respecto
a este punto, el Informe describe que durante el 2010 el Organismo Internacional de Energía
Atómica realizó la actualización del estudio técnico-económico apoyados en estudios realizados
por empresas internacionales sobre el desmantelamiento de empresas internacionales de plantas
similares, con el fin de determinar la actualización del fondo de desmantelamiento de la CNLV.
Como resultado de la actualización se determinó un nuevo fondo de 809.6 millones de dólares
americanos, el cambio contra la estimación original obedece a que se incluyen los costos por
enfriamiento, limpieza, descontaminación progresiva, transportación y almacenamiento de los
desechos radiactivos. Dichos gastos serán amortizados en el periodo de vida útil remanente de la
Central.
Por otro lado, el Informe Nacional que presentan los Estados Unidos Mexicanos para satisfacer los
compromisos de la Convención sobre seguridad nuclear, periodo 2010-2012, indica que de acuerdo
a los oficios SA/CON/0053/06 e INGRIA/AGM/0045/2006, desde enero de 1999, la CNLV está
integrando un fondo de 0.00026 dólares americanos por cada KW-h generado para el
almacenamiento futuro de los desechos radiactivos y para el desmantelamiento.
47
Anexo 5 Ajustes posteriores a la solicitud de Opinión de la CRE en agosto
2016.
Con la recepción de los comentarios de la CRE, a partir de la solicitud de Opinión Legal de ésta el 5
de agosto de 2016, la SENER procedió a revisar la estructura y elementos de la versión originalde
los contratos para detectar posibles duplicidades o errores. Se revisaron los costos reales en 2015
contra los costos estimados de acuerdo a las condiciones planteadas en los contratos, al contar con
una diferencia superior a los 20 mil millones de pesos, por lo que se volvieron a evaluar todos los
rubros del contrato.
Las causas de las diferencias en costos estimados incluían la duplicidad de pagos entre el pago por
amortización del pasivo laboral y la depreciación, así como el criterio de depreciación (a duración
del contrato vs. a vida útil).
Dada la preocupación de los altos costos de las centrales, y la solicitud de establecer una trayectoria
hacia costos eficientes, el Retorno Nivelado al Capital será introducido de manera gradual, y se
pagará únicamente a las centrales que demostraron ser las más económicas para su nodo (31.2% de
los MW contratados).
Originalmente se había considerado la inclusión de deuda indirecta imputada a generación en los
pagos de Operación y Mantenimiento fijo, considerando los datos en Estados Financieros de la CFE
a diciembre de 2015, sin embargo, la CFE confirmó que no se imputo deuda indirecta a Generación,
por lo que este rubro fue eliminado de los pagos, con el fin de no duplicarlo con otros costos que se
incluirán en la tarifa a los usuarios finales.
Cambios en cantidades contratadas:
Se retiró el contrato de las centrales C.C.C. Huinalá y C.TG. Huinalá dado que se reportó
que estas centrales no cuentan con suministro de gas por lo que no les sería posible cumplir
con las obligaciones de Energía y Potencia requeridas de ellas.
La central C.H. Chicoasén II originalmente evaluada para obtener contrato legado, fue
retirada de la lista de centrales evaluadas al contar con retrasos importantes en su entrada y
sobrecostos que podrían hacerla inviable dentro del Contrato Legado.
La central C. E. Guerrero Negro está considerada para la baja por lo que se retira de la lista
de centrales con contrato.
La falta de un ramal para abastecer de gas natural a la central la C.T. Francisco Pérez Ríos
(Tula), impediría a la central cumplir con lo establecido en el contrato, por lo que se
redujeron las cantidades contratadas.
Se reevaluó la cantidad contratada en la central C.T. Carbón II con respecto a su
disponibilidad observada.
Se consideró el retiro de una unidad de la central C.T. Pdte. Adolfo López Mateos
(Tuxpan), por lo que se redujeron las cantidades contratados correspondientes.
Para las centrales geotérmicas se revisó cuando era necesario ajustar las cantidades
contratadas debido a las condiciones actuales de los yacimientos y las proyecciones de
48
entrega de vapor de estas. Como resultado se ajustaron las cantidades contratadas de la
central C.G. Tres Vírgenes y C.G. Cerro Prieto.
Se ajustaron las cantidades contratadas en la central C.TG. Los Cabos ya que se detectó que
los costos fijos reportados correspondían únicamente a las unidades fijas de la central, por
lo que se retiraron las unidades móviles del Contrato.
Se ajustaron las cantidades contratadas en la central C.H. Santa Bárbara, al ser una central
rehabilitada, la capacidad de las unidades reportada en el Catálogo Único de Unidades de
Generación de CFE [5] estaban en ceros, y el monto con el que se evaluaron era preliminar.Mais conteúdos dessa disciplina
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