DOF: 05/01/2017
RESOLUCIÓN que autoriza modificaciones adicionales a las fechas que deberá observar el Centro Nacional de Control de Energía para diversas disposiciones operativas que regulan el Mercado Eléctrico Mayorista

RESOLUCIÓN que autoriza modificaciones adicionales a las fechas que deberá observar el Centro Nacional de Control de Energía para diversas disposiciones operativas que regulan el Mercado Eléctrico Mayorista.

Al margen un sello con el Escudo Nacional, que dice: Estados Unidos Mexicanos.- Secretaría de Energía.- Subsecretaría de Electricidad.- Dirección General de Análisis y Vigilancia del Mercado Eléctrico.

CÉSAR ALEJANDRO HERNÁNDEZ ALVA, Director General de Análisis y Vigilancia del Mercado Eléctrico de la Secretaría de Energía, con fundamento en los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 33, fracciones XXVI y XXVIII de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal; 5, 6, 11, fracciones I, XXXIII, XL, XLII, 94, 95, y Transitorio Tercero de la Ley de la Industria Eléctrica (en adelante, LIE); 1 del Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica y 8, fracciones XII, XIII, XXXII, XXXIII, 15 fracciones I y XV del Reglamento Interior de la Secretaría de Energía, así como las Bases 1.4.6 y 1.5.3 de las Bases del Mercado Eléctrico de las Bases del Mercado Eléctrico, y
Considerando
Que el artículo 3, fracción XXXVIII de la LIE establece que las Reglas del Mercado se conforman, conjuntamente, por las Bases del Mercado Eléctrico y las Disposiciones Operativas del Mercado, que rigen al Mercado Eléctrico Mayorista (en adelante MEM);
Que el artículo 5 de la LIE señala que el Gobierno Federal, en el ámbito de su competencia y responsabilidades ejecutará los actos que resulten necesarios para mantener la integridad y funcionamiento eficiente del Sistema Eléctrico Nacional;
Que el artículo 6 de la LIE dispone que el Estado establecerá y ejecutará la política, regulación y vigilancia de la industria eléctrica a través de la Secretaría de Energía (en adelante, Secretaría) y la Comisión Reguladora de Energía (en adelante, CRE), en el ámbito de sus respectivas competencias;
Que el artículo 11 de la LIE señala que la Secretaría está facultada para, entre otros:
I.     Establecer, conducir y coordinar la política energética del país en materia de energía eléctrica y
II.     Expedir y vigilar el cumplimiento de las disposiciones administrativas de carácter general en relación con las atribuciones que le confiere la LIE;
Que el artículo 94 de la LIE, dispone que el Centro Nacional de Control de Energía (en adelante, CENACE) operará el MEM conforme a dicha Ley y en cumplimiento con las Reglas del Mercado;
Que el artículo 95 de la LIE establece que el MEM promoverá el desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional en condiciones de eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad en, atención a lo previsto en las Reglas del Mercado;
Que de conformidad con el artículo 132 de la LIE, la Secretaría establecerá la política en materia de eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad en el Sistema Eléctrico Nacional, incluyendo los criterios para establecer el equilibrio entre estos objetivos;
Que de acuerdo a lo previsto en el Transitorio Tercero de la LIE, corresponde a la Secretaría de Energía:
I.     Coordinar la reestructura de la industria eléctrica, definir los plazos del periodo de reestructura y establecer las políticas y acciones que se requieran para conducir los procesos para su implementación, y
II.     Emitir las primeras Reglas del Mercado, que incluirán las Bases del Mercado Eléctrico y las Disposiciones Operativas del Mercado que la Secretaría determine;
Que según lo previsto en el Transitorio Tercero de la LIE, corresponde además a esta Secretaría interpretar la LIE para efectos administrativos durante el periodo de reestructura de la industria eléctrica, para asegurar su implementación eficiente y racional;
Que el artículo 1 ° del Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica establece que la Secretaría y la CRE deberán propiciar, en el ámbito de sus atribuciones, el Desarrollo y Operación Eficiente de la Industria Eléctrica;
Que el artículo 15, fracción I del Reglamento Interior de la Secretaría de Energía establece que corresponde a la Dirección General de Análisis y Vigilancia del Mercado Eléctrico, el ejercicio de las atribuciones que se le otorgan a la Secretaría en los ordenamientos legales y demás normas jurídicas que de éstos deriven, cuyas disposiciones regulen materias relacionadas con el análisis del sector eléctrico y la vigilancia del mercado eléctrico y emitir, en su caso, sus correspondientes criterios de aplicación;
Que la Base 1.4.6 de las Bases del Mercado Eléctrico dispone que se podrán modificar los calendarios previstos, con el propósito de asegurar el desarrollo completo de las Reglas del Mercado y de los sistemas requeridos para su ejecución confiable y eficiente;
Que la Base 1.5.3 de las Bases del Mercado Eléctrico dispone que la Secretaría emitirá las primeras
Reglas del Mercado y podrá emitir por separado los documentos que las integran. Dichas reglas incluirán las Bases del Mercado Eléctrico y las Disposiciones Operativas del Mercado que la Secretaría determine;
Que, de conformidad con la "Resolución que establece los criterios y el calendario que deberá observar el Centro Nacional de Control de Energía para la autorización de inicio de operaciones y declaración de la entrada en operación del Mercado de Energía de Corto Plazo", notificada por esta Dirección General al CENACE el 30 de diciembre de 2015, mediante oficio 315.185/15, y publicada en el Diario Oficial de la Federación el 31 de ese mes y año, fijó las siguientes fechas de declaratoria de inicio de operaciones del Mercado de Energía de Corto Plazo:
I.     Para el Sistema Interconectado Baja California
a.     Mercado de Energía de Corto Plazo, el 25 de enero de 2016
b.    Mercado del Día en Adelanto, el 26 de enero de 2016
c.     Mercado de Tiempo real, el 27 de enero de 2016
II.     Para el Sistema Interconectado Nacional
a.     Mercado de Energía de Corto Plazo, el 27 de enero de 2016
b.    Mercado del Día en Adelanto, el 28 de enero de 2016
c.     Mercado de Tiempo real, el 29 de enero de 2016
III.    Para el Sistema Interconectado Baja California Sur
a.     Mercado de Energía de Corto Plazo, el 8 de febrero de 2016
b.    Mercado del Día en Adelanto, el 9 de febrero de 2016
c.     Mercado de Tiempo real, el 10 de febrero de 2016
Que el último párrafo de la Resolución citada en el párrafo anterior, prevé que, la Secretaría podrá ajustar las fechas señaladas en el párrafo anterior, en caso de requerirse para asegurar la operación confiable y eficiente del MEM, lo cual será notificado por el mismo medio que dicha Resolución;
Que la "Resolución que Autoriza el inicio de operaciones del Mercado de Energía de Corto Plazo en los Sistemas Interconectados Baja California, Nacional y Baja California Sur, actualiza el calendario que deberá observar el Centro Nacional de Control de Energía para el inicio de pruebas y operaciones del Mercado de Energía de Corto Plazo y establece disposiciones transitorias para su entrada en vigor", emitida por esta Dirección General el 25 de enero de 2016, mediante oficio 315.011/16, y publicada en el Diario Oficial de la Federación el 28 de enero de 2016, fijó las siguientes fechas de inicio de operación de los Mercados incluidos en el Mercado de Energía de Corto plazo:
I.     Para el Sistema Interconectado Baja California
a.     Mercado de Energía de Corto Plazo, el 10 de febrero, retroactiva al día de operación del 27 de enero de 2016
b.     Mercado del Día en Adelanto, el 26 de enero de 2016
c.     Mercado de Tiempo real, el 27 de enero de 2016
II.     Para el Sistema Interconectado Nacional
a.     Mercado de Energía de Corto Plazo, el 12 de febrero, retroactiva al día de operación del 29 de enero de 2016
b.     Mercado del Día en Adelanto, el 28 de enero de 2016
c.     Mercado de Tiempo real, el 29 de enero de 2016
III.    Para el Sistema Interconectado Baja California Sur
a.     Mercado de Energía de Corto Plazo, el 24 de febrero de 2016, retroactiva al día de operación del 10 de febrero de 2016
b.     Mercado del Día en Adelanto, el 9 de febrero de 2016
c.     Mercado de Tiempo real, el 10 de febrero de 2016
Que el 9 de febrero de 2016 esta Dirección General notificó al CENACE, la "Resolución que actualiza el calendario que deberá observar el Centro Nacional de Control de Energía para el inicio de operaciones del Mercado de Energía de Corto Plazo en el Sistema Interconectado Baja California Sur", el 8 de febrero de 2016, mediante oficio 315.021/16, la cual fue publicada en el Diario Oficial de la Federación el 11 de febrero de 2016, y en la cual se estableció como día de operación el 23 de marzo de 2016 para dicho Sistema Interconectado;
 
Que el 15 de marzo de 2016, la Secretaría publicó en el Diario Oficial de la Federación, el Manual de Estado de Cuenta, Facturación y Pagos, el cual desarrolla con mayor detalle el contenido de la Base 17 de las Bases del Mercado Eléctrico respecto de los procesos de negocio involucrados en la emisión de Estados de Cuenta Diarios, facturación, pagos y cobros que realizan el CENACE y los Participantes del Mercado para el proceso de liquidación financiera de las operaciones del mercado y de los servicios fuera del mismo;
Que el 16 de marzo de 2016, la Secretaría publicó en el Diario Oficial de la Federación, el Manual de Garantías de Cumplimiento, el cual desarrolla con mayor detalle el contenido de la Base 4 de las Bases del Mercado Eléctrico respecto de las garantías que deberán presentar los Participantes del Mercado para poder realizar operaciones y, consecuentemente, asumir obligaciones en el MEM, de manera que garanticen el cumplimiento de las mismas;
Que el 16 de marzo de 2016, la Secretaría publicó en el Diario Oficial de la Federación, el Manual de Solución de Controversias, el cual desarrolla con mayor detalle el contenido de la 19.3 de las Bases del Mercado Eléctrico respecto del procedimiento bajo el cual el CENACE, los Participantes del Mercado y los Transportistas o Distribuidores podrán resolver las controversias que surjan en el MEM;
Que el 10 de mayo de 2016, esta Dirección General emitió la "Resolución que autoriza modificaciones a las fechas y mecanismos transitorios que deberá observar el Centro Nacional de Control de Energía para la emisión de Estados de Cuenta Diarios, Facturación, Notas de Crédito, Notas de Débito y Pagos para el Mercado Eléctrico Mayorista", notificada al CENACE el 11 de mayo, mediante oficio 315.109/16, la cual fue publicada en el Diario Oficial de la Federación el 03 de agosto de 2016, la cual establece nuevas fechas límite para la Facturación y Pagos para los Sistemas Interconectados Baja California, Nacional y Baja California Sur;
Que el 13 de mayo de 2016, la Secretaría de Energía publicó en el Diario Oficial de la Federación el Manual de Contratos de Interconexión Legados, el cual desarrolla con mayor detalle la Base 10.8 de las Bases del Mercado Eléctrico, sobre los procedimientos, reglas y directrices para que el Generador de Intermediación pueda representar en el MEM a las Centrales Eléctricas y a los Centros de Carga incluidos en los Contratos de Interconexión Legados, así como para la operación de los titulares o representantes legales de las sociedades titulares de Contratos de Interconexión Legados;
Que el 26 de mayo de 2016, esta Dirección General emitió la "Resolución que autoriza modificaciones a las fechas que deberá observar el Centro Nacional de Control de Energía para la Administración de Garantías de Cumplimiento en el Mercado Eléctrico Mayorista", notificada al CENACE el mismo día, mediante oficio 315.121/16, la cual fue publicada en el Diario Oficial de la Federación el 03 de agosto de 2016, la cual establece nuevas fechas límite para la entrega de Garantías de Cumplimiento por parte de los Participantes del Mercado para los Sistemas Interconectados Baja California, Nacional y Baja California Sur;
Que el 17 de junio de 2016, la Secretaría publicó en el Diario Oficial de la Federación el Manual de Mercado de Energía de Corto Plazo, el cual desarrolla con mayor detalle el contenido de las Bases 9 y 10 de las Bases del Mercado Eléctrico respecto de la forma en que operaría el Mercado de Energía de Corto Plazo;
Que el 4 de julio de 2016, la Secretaría publicó en el Diario Oficial de la Federación el Manual del Sistema de Información del Mercado, el cual desarrolla con mayor detalle el contenido de la Base 15 de las Bases del Mercado Eléctrico, a fin de establecer los procedimientos, reglas, instrucciones, principios de cálculo, directrices, clasificación de información, plazos y representaciones gráficas de la información, para que los integrantes de la Industria Eléctrica, las autoridades involucradas, los Transportistas, los Distribuidores y el público en general conozcan y tengan acceso a la información relevante del Mercado Eléctrico Mayorista y del Sistema Eléctrico Nacional;
Que el 15 de julio de 2016, la Secretaría publicó en el Diario Oficial de la Federación el Manual de Registro y Acreditación de Participantes del Mercado, el cual desarrolla con mayor detalle el contenido de la Base 3 de las Bases del Mercado Eléctrico respecto de las distintas formas y categorías de participación en el Mercado Eléctrico Mayorista, el procedimiento para el registro de Participantes del Mercado y de Activos Físicos y el procedimiento para la acreditación de Participantes del Mercado;
Que el 14 de septiembre de 2016, la Secretaría publicó en el Diario Oficial de la Federación, el Manual de Asignación de Derechos Financieros de Transmisión Legados, el cual desarrolla con mayor detalle el contenido de la Base 13.2 de las Bases del Mercado Eléctrico sobre los procedimientos, reglas, instrucciones, principios de cálculo, directrices y ejemplos para asignar los Derechos Financieros de Transmisión Legados y que los Suministradores de Servicios Básicos, así como los titulares de Contratos de Interconexión Legados tengan la opción de adquirir, sin costo, los Derechos Financieros de Transmisión correspondientes;
Que el 22 de septiembre de 2016, la secretaría publicó en el Diario Oficial de la Federación, el Manual del Mercado para el Balance de Potencia, el cual desarrolla con mayor detalle el contenido de la Base 11 de las Bases del Mercado Eléctrico sobre los procedimientos, reglas, instrucciones, principios de cálculo, directrices y ejemplos para la operación y administración del Mercado para el Balance de Potencia y facilitar
transacciones entre las Entidades Responsables de Carga cuyos Contratos de Cobertura Eléctrica resultaron insuficientes para cumplir con los requisitos para obtener Potencia establecidos por la CRE, y los Participantes del Mercado cuenten con Potencia no comprometida en dichos contratos;
Que esta Dirección General se encuentra facultada para suscribir el presente, emitir los actos administrativos de carácter general, en el ámbito de su competencia y atender toda clase de asuntos que sean de su competencia de la Secretaría, de conformidad con el artículo 8, fracciones XII, XIII, XXXII, XXXIII del Reglamento Interior de la Secretaría de Energía;
En razón de lo anterior, he tenido a bien emitir la siguiente:
RESOLUCIÓN QUE AUTORIZA MODIFICACIONES ADICIONALES A LAS FECHAS QUE DEBERÁ
OBSERVAR EL CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGÍA PARA DIVERSAS DISPOSICIONES
OPERATIVAS QUE REGULAN EL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA
ÚNICO.    Se establecen nuevas fechas límite para que el CENACE cumpla con lo dispuesto en las Bases del Mercado Eléctrico, los Manuales de Prácticas del Mercado y disposiciones operativas que regulen el Mercado Eléctrico Mayorista para los Sistemas Interconectados Baja California, Nacional y Baja California Sur, en los términos del Anexo Único, por lo que tanto el CENACE como los Participantes del Mercado podrán operar con reglas transitorias que serán válidas durante los plazos señalados en la presente Resolución o en tanto no se emitan las Disposiciones Operativas respectivas.
La presente Resolución se emite a los 23 días del mes de septiembre del dos mil dieciséis y surtirá efectos a partir del día siguiente de su notificación al Centro Nacional de Control de Energía.
El Director General, César Alejandro Hernández Alva.- Rúbrica.
ANEXO ÚNICO
DISPOSICIONES GENERALES
a)    El Mercado Eléctrico Mayorista se debe operar en los términos de las Bases del Mercado Eléctrico publicadas en el Diario Oficial de la Federación el 8 de Septiembre de 2015 y las Disposiciones Operativas del Mercado emitidas en los términos de estas Bases. En tanto no se publiquen las demás Disposiciones Operativas del Mercado, el CENACE podrá aplicar los procedimientos operativos necesarios para cumplir con los objetivos de las Bases del Mercado, basándose en los proyectos de Disposiciones Operativas, las prácticas comunes de los mercados eléctricos y las prácticas anteriores del CENACE, entre otros.
b)    Como regla general, el CENACE no establecerá ningún procedimiento operativo que sea contrario a las Bases del Mercado o las Disposiciones Operativas vigentes. El presente documento establece las excepciones que, de manera transitoria, el CENACE puede aplicar durante el proceso de inicio del Mercado Eléctrico Mayorista.
c)    Las Disposiciones Transitorias establecidas en la presente resolución sustituyen todas las Disposiciones Transitorias emitidas con anterioridad a ella, ya sea mediante Manuales de Prácticas del Mercado o mediante otras Resoluciones de la Secretaría de Energía. Asimismo, las Disposiciones Transitorias que se establezcan en los Manuales de Prácticas del Mercado emitidos con posterioridad a esta resolución sustituirán las Disposiciones Transitorias establecidas en el presente documento para el ramo correspondiente.
d)    Las referencias en este documento a la entrada en operación del Mercado de Corto Plazo se entenderá como la fecha de entrada en operación de dicho mercado en cada uno de los Sistemas Interconectados por separado, para efectos del establecimiento de plazos límite en cada sistema.
e)    Los plazos de las disposiciones transitorias podrán reducirse en caso de que el CENACE cuente con la normatividad, desarrollos tecnológicos, procesos operativos y todo el soporte que le permita cumplir anticipadamente con las disposiciones correspondientes.
ESTADO DE CUENTA, FACTURACIÓN Y PAGOS
a)    Hasta el Estado de Cuenta Diario que incluye la Liquidación Inicial del Día de Operación 134, la Re-liquidación Inicial del Día de Operación 92, y la Re-liquidación Intermedia del Día de Operación 36, en lo que respecta a los Folios Únicos de Liquidación que se reportarán en los apartados de los Estados de Cuenta Diarios destinados para la información que deberán considerar tanto el CENACE como los Participantes del Mercado para la emisión de facturas, e independientemente de la naturaleza de los mismos, el Participante del Mercado realizará un pago al CENACE por los conceptos que se incluyan en el apartado Facturación a Emitir por el CENACE y facturará los folios que se encuentren en el apartado Facturación a Emitir por el Participante de Mercado.
 
b)    A partir del Estado de Cuenta Diario que incluye la Liquidación Inicial del Día de Operación 135, la Re-liquidación Inicial del Día de Operación 93, y la Re-liquidación Intermedia del Día de Operación 37, y hasta el 31 de marzo de 2018, los Estados de Cuenta Diarios, los folios del Mercado de Tiempo Real asociados a las operaciones por energía y Servicios Conexos podrán mostrar signos negativos cuando el monto a liquidar sea menor al monto programado del Mercado del Día en Adelanto. Esta situación permitirá realizar la compensación de los montos totales a cobrar y a pagar por el CENACE y los Participantes del Mercado por una misma actividad. Los folios no considerados en este inciso seguirán recibiendo el mismo tratamiento señalado en el inciso anterior.
c)    Se considerarán que tienen valor igual a cero aquellos Folios Únicos de Liquidación que forman parte del Estado de Cuenta Diario que requieran especificaciones técnicas que no se encuentren definidas todavía en las Reglas del Mercado, así como aquellos folios cuyo cálculo depende de tarifas pendientes de publicarse o completarse. En un plazo máximo de 150 días a que se emitan las especificaciones técnicas, tarifas o disposiciones faltantes, se incluirán los importes a cobrar en las liquidaciones y Re-liquidaciones que correspondan, incluyendo las Re-liquidaciones de los días liquidados inicialmente con valores en cero.
d)    Los cálculos realizados conforme a lo previsto en el anteproyecto de Manual de Liquidaciones (sujeto al proceso previsto en el Título Tercero "De la mejora regulatoria" Capítulo Tercero, "De la manifestación de impacto regulatorio", de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo) que pudieran sufrir modificaciones una vez publicado dicho Manual en el Diario Oficial de la Federación se ajustarán para conformarse a dichas modificaciones en un plazo de hasta 150 días posteriores a dicha publicación.
e)    La Comisión Federal de Electricidad (CFE) será la entidad que liquidará en el Mercado Eléctrico Mayorista todas las Re-liquidaciones que incluyen todo tipo de cargos y tarifas como sería el caso de la tarifa de distribución, que se generen por las liquidaciones de la Comisión Federal de Electricidad al haber participado directamente en el Mercado Eléctrico Mayorista mediante diferentes modalidades de Participante del Mercado, aun cuando dichas Re-liquidaciones ocurran después del vencimiento del plazo transitorio que permite la liquidación directa por la CFE.
f)     Cuando para cualquier ciclo de liquidación, tanto el CENACE como el Participante del Mercado hayan expedido y entregado comprobantes fiscales en apego al Manual de Estado de Cuenta, Facturación y Pagos; y por tal motivo, el Participante del Mercado tenga el derecho de cobrar y, a su vez, la obligación de pagar al CENACE por su participación en el Mercado Eléctrico Mayorista, el Participante del Mercado podrá solicitar al CENACE que únicamente se realice el cobro o pago del importe neto que resulte de la diferencia de los importes acumulados de las facturas entregadas a la fecha de la solicitud. Para tal efecto, el CENACE deberá establecer las condiciones generales de dichas compensaciones y desarrollar el procedimiento y la interfaz en el Sistema de Información del Mercado para que los Participantes del Mercado puedan llevar a cabo la compensación de los cobros y pagos mencionados. Dicho procedimiento estará vigente hasta el 31 de marzo de 2018.
g)    Por un periodo que no exceda de 431 días a partir de la entrada en operación del Mercado de Energía de Corto Plazo, el CENACE enviará a cada Participante de Mercado de forma semanal el resumen de las liquidaciones financieras consideradas en la sección 5.1.5 del Manual de Estado de Cuenta, Facturación y Pagos mediante correos electrónicos registrados o por otro medio que el CENACE haga del conocimiento de los participantes del mercado mediante comunicado publicado en su sitio web. Una vez concluido este periodo se deberá seguir lo previsto en la sección 5.1.5 considerando el envío de notificaciones mediante el Sistema de Información de Mercado.
LIQUIDACIONES
a)    Durante los días de operación en los que no hayan existido operaciones de Entidades Responsables de Carga diferentes al Suministrador de Servicios Básicos de la Comisión Federal de Electricidad y el CENACE no haya contado con contratos y permisos que le permitan programar transacciones de importación y exportación para asegurar la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional, estas transacciones se realizarán al amparo de los contratos comerciales celebrados por la Comisión Federal de Electricidad. En ese sentido, la liquidación se llevará a cabo de la siguiente forma:
(i)    Una vez que los contratos comerciales de CFE se hayan transferido a las empresas subsidiarias y filiales de CFE, las importaciones por confiabilidad y exportaciones por confiabilidad realizadas al amparo de dichos contratos serán programadas y abonadas a la empresa Participante de Mercado de que se trate.
(ii)   Con anterioridad a la transferencia de los contratos comerciales, las importaciones por confiabilidad realizadas en el Sistema Interconectado Baja California y en el Sistema Interconectado Nacional serán programadas y abonadas a CFE en la cuenta de orden designada para el Suministro Básico, como si éstas se trataran de importaciones comerciales.
 
(iii)   Con anterioridad a la transferencia de los contratos comerciales, las exportaciones por confiabilidad realizadas en el Sistema Interconectado Baja California y en el Sistema Interconectado Nacional serán abonadas y cargadas a CFE en la cuenta de orden designada para la Generación, como si éstas se trataran de exportaciones comerciales.
b)    Para los días de operación que ocurran a partir de la entrada en operación de Entidades Responsables de Carga distintas al Suministrador de Servicios Básicos de la CFE, y si el CENACE continúa sin contar con contratos y permisos que le permitan programar transacciones de importación y exportación para asegurar la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional, éstas transacciones continuarán realizándose al amparo de los contratos comerciales celebrados por la Comisión Federal de Electricidad. En ese sentido, la liquidación se llevará a cabo de la siguiente forma:
(i)    Una vez que los contratos comerciales de CFE se hayan transferido a las empresas subsidiarias y filiales de CFE, las importaciones por confiabilidad y exportaciones por confiabilidad realizadas al amparo de dichos contratos serán programadas y abonadas a la empresa Participante de Mercado de que se trate.
(ii)   Con anterioridad a la transferencia de los contratos comerciales, las importaciones por confiabilidad realizadas en el Sistema Interconectado Baja California y en el Sistema Interconectado Nacional serán programadas y abonadas a CFE en la cuenta de orden designada para el Suministro Básico.
(iii)   Con anterioridad a la transferencia de los contratos comerciales, las exportaciones por confiabilidad realizadas en el Sistema Interconectado Baja California y en el Sistema Interconectado Nacional serán abonadas y cargadas a CFE en la cuenta de orden designada para la Generación.
(iv)   El CENACE incluirá en los estados de cuenta los folios correspondientes a las importaciones y exportaciones por confiabilidad y emergencia de CFE Suministro Básico y CFE Generación, respectivamente, lo cual permitirá al CENACE recuperar los costos o ingresos asociados a dichos folios. Los costos o ingresos de dichas transacciones se asignarán a los Participantes del Mercado en términos de las Reglas del Mercado.
c)    Hasta en tanto no entre en operaciones el Registro de Instrucciones de Despacho, el proceso de liquidaciones del CENACE considerará que todas las Unidades de Central Eléctrica son elegibles para recibir pagos por la Garantía de Suficiencia de Ingresos en el Mercado de Día en Adelanto y en el Mercado en Tiempo Real.
d)    Para el período entre el inicio del mercado y el inicio de operaciones de Entidades Responsables de Carga distintas al Suministrador de Servicios Básicos de la CFE, y en tanto los Derechos Financieros de Transmisión Legados no hayan sido asignados a los Participantes de Mercado, la Renta de Congestión colectada a diario en el Mercado de Día en Adelanto será reembolsada en su totalidad a las Entidades Responsables de Carga, con base en las compras totales de energía en el Mercado del Día en Adelanto, para el día de operación considerado.
e)    Una vez que hayan sido asignados los Derechos Financieros de Transmisión Legados, o bien, que participen en el Mercado Entidades Responsables de Carga diferentes a la Comisión Federal de Electricidad, el CENACE liquidará dichos Derechos Financieros de Transmisión de acuerdo a lo dispuesto en las Reglas de Mercado. En caso de que la asignación de los Derechos Financieros de Transmisión Legados ocurra después de que participe una Entidad Responsable de Carga diferente a la Comisión Federal de Electricidad, el CENACE aplicará las Reglas del Mercado en Re-liquidaciones, a partir del día de operación en que dicha Entidad Responsable de Carga haya iniciado la representación de Centros de Carga
f)     En caso de que la participación en del mercado directamente por CFE con respecto a las actividades distintas a la generación termine con anterioridad a que se cumpla lo dispuesto en el numeral 2.2.1 de los Términos para la Estricta Separación Legal de la Empresa Comisión Federal de Electricidad, las empresas derivadas de dicha separación designarán a un representante con el fin de que este asuma las responsabilidades y obligaciones en los procesos de liquidación, emisión de Estados de Cuenta, l facturación y Cobros y Pagos que emanen del Participante con clave G001 a partir de la fecha en que termine la participación directa de CFE con respecto a las actividades distintas a la generación. Tanto el CENACE como dicho Participante continuarán apegándose a lo dispuesto en el Manual de Estado de Cuenta, Facturación y Pagos, hasta que finalicen sus obligaciones legales y financieras.
 
GARANTÍAS DE CUMPLIMIENTO
(a)   Con respecto al apartado 2.2.5 del Manual de Garantías de Cumplimiento, el CENACE, por un plazo de 431 días a partir del inicio del Mercado de Energía de Corto Plazo, aceptará ofertas y permitirá nuevas posiciones de un Participante del Mercado aun cuando, en caso de hacerlo, la Responsabilidad Estimada Agregada de ese Participante del Mercado rebase de manera inmediata su Monto Garantizado de Pago, por lo que no se considerará como incumplimiento grave a las Reglas del Mercado y, en este caso, el CENACE no dará inicio al procedimiento de terminación anticipada de su contrato de Participante del Mercado.
Una vez transcurrido los 431 días a partir del inicio del Mercado de Energía de Corto Plazo, el CENACE deberá observar lo que dispone el numeral 2.2.5 del Manual de Garantías de Cumplimiento, es decir:
(i)    Ningún Participante del Mercado deberá realizar ofertas o tomar nuevas posiciones cuando éstas puedan tener como consecuencia inmediata que su Responsabilidad Estimada Agregada rebase su Monto Garantizado de Pago o, en los casos de excepción a que se refiere la disposición 2.2.9 del Manual de Garantías de Cumplimiento, aumente el exceso que ya existía entre su Responsabilidad Estimada Agregada y su Monto Garantizado de Pago, y
(ii)   El CENACE no deberá aceptar ofertas ni permitir nuevas posiciones de un Participante del Mercado cuando, en caso de hacerlo, la Responsabilidad Estimada Agregada de ese Participante del Mercado rebase de manera inmediata su Monto Garantizado de Pago o, en los casos de excepción a que se refiere la disposición 2.2.9 del Manual de Garantías de Cumplimiento, aumente el exceso que ya existía entre su Responsabilidad Estimada Agregada y su Monto Garantizado de Pago.
(b)   Hasta el 31 de marzo de 2018, las ofertas o posiciones mencionadas en el inciso (a) se refieren solamente a las ofertas o posiciones de compra que presenten los Participantes del Mercado en el Mercado Eléctrico Mayorista, por lo que las ofertas o posiciones de venta se permitirán aun y cuando al presentarlas la Responsabilidad Estimada Agregada del Participante del Mercado rebase de manera inmediata su Monto Garantizado de Pago.
(c)   Hasta el 31 de marzo de 2018, el CENACE considerará en el cálculo de los Pasivos Potenciales Estimados las Transacciones Bilaterales Financieras que el Participante del Mercado tenga registradas ya sea en su carácter de emisor o adquiriente. En el caso de las transacciones en carácter de adquiriente se aplicará la fórmula establecida en el numeral 3.2.2 inciso (a) subinciso (ii) del Manual de Garantías de Cumplimiento, considerando con signo negativo la transacción estimada de energía eléctrica (TE) y el volumen estimado de obligación de reservas tipo r (VORr).
(d)   Hasta el 31 de marzo de 2018, cuando el CENACE no cuente con la información de medición para liquidaciones correspondiente a las Compras de Energía Física o las ventas de energía eléctrica en el Mercado de Tiempo Real y en el Mercado del Día en Adelanto durante los últimos 7 días naturales, necesaria para realizar el cálculo de los Pasivos Potenciales Estimados establecido en la disposición 3.2 del Manual de Garantías de Cumplimiento, considerará los últimos 7 días disponibles de la medición para liquidaciones del día y hora correspondiente, multiplicado por un factor de volatilidad. Dicho factor de volatilidad será igual a la suma de 1 y el resultado que se obtenga de la desviación estándar de las mediciones para liquidaciones en cada NodoP de los últimos 30 días.
(e)   Hasta el 31 de marzo de 2018, cuando un Día de Operación no haya sido liquidado en tiempo, el CENACE ampliará los días considerados en el cálculo de Pasivos Potenciales Estimados establecido en la disposición 3.2 del Manual de Garantías de Cumplimiento hasta el día en que efectivamente se realice la liquidación.
(f)    El CENACE no requerirá que los Generadores presenten las garantías que se mencionan en el Capítulo 4 del Manual de Garantías de Cumplimiento, por un periodo de 340 días a partir del primer Día de Operación del Mercado de Energía de Corto Plazo. Una vez que se concluya el plazo aquí mencionado, los Generadores presentarán sus garantías según lo dispone dicho Manual.
(g)   El CENACE no requerirá que los Suministradores de Servicios Básicos presenten las garantías que se mencionan en el Capítulo 4 del Manual de Garantías de Cumplimiento, por un periodo de 294 días a partir del primer Día de Operación del Mercado de Energía de Corto Plazo. A partir del Día de Operación 295 y hasta el Día de Operación 340, los Suministradores de Servicios Básicos deberán presentar una garantía mínima de $1,000,000,000.00 (un mil millones de pesos 00/100 M.N.) Una vez que se concluya el plazo aquí mencionado, los Suministradores de Servicios Básicos presentarán sus garantías según lo dispone el Manual de Garantías de Cumplimiento.
 
(h)   El único instrumento de garantía que el CENACE recibirá durante los primeros 520 días posteriores al primer Día de Operación del Mercado de Energía de Corto Plazo serán las Cartas de Crédito que se mencionan en la disposición 4.1.2 del Manual de Garantías de Cumplimiento. Una vez concluido este plazo, los Participantes del Mercado podrán entregar cualquiera de los instrumentos de garantía que se establecen en el capítulo 4 de dicho Manual.
(i)    Por un periodo que no exceda de 431 días posteriores al primer Día de Operación del Mercado de Energía Corto Plazo, el CENACE no calculará la Responsabilidad Estimada Agregada descrita en el Manual de Garantías de Cumplimiento. A partir del Día de Operación 432, el resultado de la estimación de la Responsabilidad Estimada Agregada se hará del conocimiento de los Participantes del Mercado mediante el Sistema de Información del Mercado. Una vez que se cumpla con este plazo, el CENACE emitirá las notificaciones correspondientes en los términos señalados en el numeral 2.2.6 del Manual de Garantías de Cumplimiento, el cual refiere que los valores, tanto del Monto Garantizado de Pago como de la Responsabilidad Estimada Agregada, se publicarán en el Sistema de Información del Mercado, para que dichos valores puedan ser consultados en cualquier momento.
(j)    En tanto no se apliquen los precios del Mercado de Tiempo Real distintos a los precios del Mercado del Día en Adelanto en el proceso de Liquidaciones, el CENACE podrá calcular los cargos potenciales estimados con base en los precios del Mercado del Día en Adelanto para energía y Servicios Conexos. Por lo anterior, para determinar los promedios ponderados respecto a las transacciones de energía eléctrica o de Servicios Conexos en el Mercado de Energía de Corto Plazo y para determinar los cargos potenciales estimados por concepto de Servicios Regulados, el CENACE podrá utilizar las mediciones para liquidaciones, tomando en consideración la disponibilidad de la información en los términos previstos en el Manual de Medición para Liquidaciones o en la información de medición que el CENACE tenga disponible. A partir de que se apliquen los precios del Mercado de Tiempo Real en el proceso de liquidaciones, el CENACE contará con 120 días para que el cálculo de la Responsabilidad Estimada Agregada considere dichos precios.
(k)   Con respecto al numeral 4.1.2 del Manual de Garantías de Cumplimiento, las Cartas de Crédito deberán otorgarse necesariamente conforme al formato contenido en el Anexo 1 de dicho Manual. En lo que se refiere al contenido de la misma, hasta el 31 de marzo de 2018, se deberá precisar que el beneficiario podrá ser el CENACE y/o la empresa o institución bancaria o institución fiduciaria que el CENACE designe o contrate para el manejo, administración o custodia de las Cartas de Crédito. Lo anterior implica que, en caso de optar por esto último, los Participantes del Mercado podrán entregar directamente dichas garantías al tercero designado por el CENACE, siendo este último el que proceda a su validación.
(l)    Con respecto al numeral 4.1.3 del Manual de Garantías de Cumplimiento, hasta el 31 de marzo de 2018, los Participantes del Mercado no están obligados a depositar los instrumentos financieros gubernamentales para garantizar el cumplimiento de las obligaciones que asuman en el Mercado Eléctrico Mayorista, que incluyen de manera enunciativa mas no limitativa, los Certificados de Tesorería (CETES), Bonos de Desarrollo (BONDES D), Bonos de Regulación Monetario (BREMs), Bonos M, UDIBONOS, o cualquier otro instrumento financiero puesto en circulación por el gobierno o que pudieran ser puestos en circulación en el futuro, solamente ante el CENACE o a cederlos, endosarlos o transmitirlos al CENACE, sino que también podrán emitirlos a favor o endosarlos o cederlos a favor de la empresa o institución bancaria o institución fiduciaria que el CENACE designe o contrate para el manejo o administración o custodia de los instrumentos financieros mencionados, para lo cual, también aplicará lo señalado en la última parte del inciso anterior.
MERCADO DE ENERGÍA DE CORTO PLAZO
(a)   En caso de que el Sistema de Información del Mercado no cuente con la capacidad de recibir Ofertas de algún Participante del Mercado, el CENACE aceptará dichas Ofertas mediante el envío de los archivos correspondientes por correo electrónico, o bien, por otro medio que el CENACE haga del conocimiento de los Participantes del Mercado mediante un comunicado publicado en su sitio web. El CENACE asegurará que el Sistema de Información del Mercado cuente con la capacidad de recibir Ofertas de todos los Participantes del Mercado en un plazo. que no rebase 12 meses a partir del primer Día de Operación del Mercado Eléctrico Mayorista.
(b)   Por un periodo de hasta dieciocho meses a partir del primer Día de Operación del Mercado Eléctrico Mayorista, los Participantes del Mercado que deseen presentar Ofertas de Venta de Unidades de Central Eléctrica con distintas configuraciones deberán hacerlo para una sola configuración a través de las Ofertas de Venta de unidad de central térmica. Para tal efecto, el Participante de Mercado podrá seleccionar cuál configuración utilizará para realizar dicha Oferta. Como excepción a lo anterior, en caso de que el CENACE requiera la operación de una configuración específica, podrá notificar al Participante de Mercado de las configuraciones requeridas. En este caso el Participante ofrecerá la configuración solicitada por el CENACE.
 
(c)   Durante el periodo en que el CENACE no acepte Ofertas multi-configuración de las Unidades de Central Eléctrica con distintas configuraciones, para efectos del cálculo de disponibilidad de producción física en los términos de las Reglas del Mercado en materia de Potencia, cuando una unidad ofrezca una configuración que corresponde a la operación parcial de la unidad, se entenderá que la disponibilidad de producción física es la capacidad instalada de la configuración que corresponde a la operación total de la Unidad de Central Eléctrica. Lo anterior, a menos que se demuestre que no estuviera disponible dicha configuración.
(d)   El CENACE contará con un plazo de catorce meses a partir del primer Día de Operación del Mercado Eléctrico Mayorista para implementar la funcionalidad completa de la modalidad de "UPC Dinámicamente Programada" de las Unidades de Propiedad Conjunta. En el periodo transitorio, el CENACE realizará el registro de las UPC Dinámicamente Programada en los términos del Manual de Registro y Acreditación de Participantes del Mercado, permitiendo que los representantes no principales de estas UPC presenten ofertas complementarias del tipo Oferta de Programa Fijo (Recurso No Despachable).
(e)   Por un periodo de hasta un catorce meses a partir del primer Día de Operación del Mercado Eléctrico Mayorista, los Participantes del Mercado no podrán modificar el estatus de asignación de su Unidad de Central Eléctrica de forma horaria; el parámetro de estatus de asignación deberá ofertarse de forma diaria.
(f)    Por un periodo de hasta catorce meses a partir del primer Día de Operación del Mercado Eléctrico Mayorista, los Participantes del Mercado ofertarán el costo de operación que corresponde al Límite de Despacho Económico Mínimo en sustitución del costo de operación en vacío. El CENACE anunciará, con al menos 10 días de anticipación, el día para la realización de dicho cambio de forma coordinada.
(g)   Por un periodo de hasta catorce meses a partir del primer Día de Operación del Mercado Eléctrico Mayorista, los Participantes del Mercado no podrán modificar el Límite de Despacho de Emergencia Máximo o el Límite de Despacho de Emergencia Mínimo en las Ofertas diarias; los parámetros podrán modificarse conforme a lo establecido en el Manual de Registro y Acreditación de Participantes del Mercado.
(h)   Por un periodo de hasta catorce meses a partir del primer Día de Operación del Mercado Eléctrico Mayorista, la validación de Ofertas establecida en los numerales 2.5.7 y 2.5.12 no resultará en un rechazo automático de la Oferta de la Unidad de Central Eléctrica o en un reporte automático a la Unidad de Vigilancia del Mercado, sin embargo, la Oferta estará sujeta a la revisión de la Unidad de Vigilancia del Mercado, quien la podrá modificar, a solicitud del CENACE o por cuenta propia.
(i)    Por un periodo de hasta catorce meses a partir del primer Día de Operación del Mercado Eléctrico Mayorista, las ofertas por omisión establecidas en las Reglas del Mercado serán iguales a la última Oferta Validada y Consistente correspondiente a la Unidad de Central Eléctrica.
(j)    Por un periodo de hasta catorce meses a partir del primer Día de Operación del Mercado Eléctrico Mayorista, el CENACE realizará manualmente la evaluación de Ofertas establecida en la Sección 2.6 después del cierre del Mercado del Día en Adelanto. En caso de resultar en un rechazo de la Oferta, el CENACE utilizará los Precios de Referencia de la Unidad de Central Eléctrica y reportará el rechazo tanto al Participante del Mercado como a la Unidad de Vigilancia del Mercado; el Participante del Mercado podrá solicitar a la Autoridad de Vigilancia del Mercado la revisión correspondiente de los Parámetros de Referencia registrados, dentro de los 10 días posteriores al rechazo de la Oferta.
(k)   El CENACE contará con un plazo de catorce meses a partir del primer Día de Operación del Mercado Eléctrico Mayorista, para implementar el uso de límites de despacho de emergencia. Durante este periodo, el mercado considerará solamente los límites de despacho económicos.
(l)    El CENACE contará con un plazo de hasta catorce meses a partir del primer Día de Operación del Mercado Eléctrico Mayorista para implementar el envío y recepción de los tipos de combustibles como parte de la información de las Ofertas de Venta.
(m)  Por un periodo de hasta dieciocho meses a partir del primer Día de Operación del Mercado Eléctrico Mayorista, el CENACE utilizará para el proceso de Asignación de Unidades de Central Eléctrica de Horizonte Extendido el modelo de coordinación hidrotérmica (CHT-S) que ha utilizado con anterioridad al inicio de operaciones del Mercado de Energía de Corto Plazo, para determinar el plan de operación de corto plazo del Sistema Eléctrico Nacional. Este modelo utiliza una representación alternativa de la red de transmisión del Sistema Eléctrico Nacional y Ofertas de Venta de energía basadas en modelos cuadráticos de entrada-salida registrados previamente por el CENACE.
 
(n)   Para la liquidación del Mercado de Tiempo Real se podrán utilizar los precios calculados en el Mercado del Día en Adelanto por un año a partir del primer Día de Operación del Mercado Eléctrico Mayorista. Posteriormente, se podrán utilizar precios determinados en simulaciones ex-post que consideren la demanda y disponibilidad de generación observadas en tiempo real, de acuerdo a lo siguiente:
(i)    Sistema Interconectado Nacional (hasta por 18 meses a partir del Primer Día de Operación del Mercado Eléctrico Mayorista).
(ii)   Sistema Baja California (hasta por 14 meses a partir del Primer Día de Operación del Mercado Eléctrico Mayorista).
(iii)   (Sistema Baja California Sur (hasta por 20 meses a partir del Primer Día de Operación del Mercado Eléctrico Mayorista).
(o)   Una vez que inicie el cálculo oficial de precios de energía y servicios conexos del mercado de tiempo real, CENACE realizará durante el día de operación y en días posteriores, un proceso de validación para asegurar la precisión de los resultados de los precios obtenidos. Si se identifica que hubo algún error en el cálculo de precios, debido a la consideración de datos incorrectos o a alguna solución errónea del modelo matemático de despacho DERS-MI, CENACE realizará recálculos realizando las correcciones pertinentes y publicará nuevamente los precios en el Sistema de Información de Mercado. En los casos donde no sea posible corregir el caso original del cálculo de precios de tiempo real, debido a falta de información o a información inconsistente de los sistemas EMS/SCADA, CENACE podrá determinar los precios del mercado de tiempo real con simulaciones Ex-post que consideren estimaciones de las condiciones reales operativas del sistema eléctrico. Los precios del mercado de tiempo real de un día de operación que se publiquen en el Sistema de Información de Mercado tendrán inicialmente carácter de resultados preliminares; serán considerados definitivos hasta que se realice la emisión de los estados de cuenta de la liquidación inicial correspondiente a ese día de operación.
(p)   Por un periodo de hasta veinte meses a partir del primer Día de Operación del Mercado Eléctrico Mayorista, el Mercado de Tiempo Real en el Sistema Interconectado Baja California Sur se podrá ejecutar en modo de control de lazo abierto.
(q)   Para el proceso de Asignación de Unidades de Central Eléctrica de Horizonte Extendido, incluyendo el cálculo de costos de oportunidad de los recursos de energía limitada, en caso de que el CENACE no reciba la información de precios y disponibilidad de combustibles directamente de las autoridades y demás personas señaladas en las Reglas del Mercado, el CENACE podrá utilizar la información correspondiente que reciba de las Empresas Productivas del Estado que han proporcionado esta información anteriormente o sus Subsidiarias y Filiales equivalentes, o de Organismos Públicos Descentralizados relevantes. El CENACE debe usar la información recibida directamente de las autoridades y demás personas señaladas en las Reglas del Mercado, inmediatamente a partir de que la empiecen a proporcionar.
(r)    Por un periodo de hasta catorce meses a partir del primer Día de Operación del Mercado Eléctrico Mayorista, el precio de la Reserva de Regulación Secundaria de Frecuencia tanto en el Mercado del Día en Adelanto como en el Mercado de Tiempo Real será igual al valor óptimo de la variable dual asociada al requisito de Reserva de Regulación Secundaria de Frecuencia sin considerar los valores óptimos asociados a los requisitos de Reserva Rodante y No Rodante Suplementaria, Reserva No Rodante de 10 minutos o Reserva Rodante.
(s)   Por un periodo de hasta catorce meses a partir del primer Día de Operación del Mercado Eléctrico Mayorista, el Registro de Instrucciones de Despacho pasará por un periodo de pruebas y validación.
(t)    Durante el tiempo que el Registro de Instrucciones de Despacho se encuentre en periodo de pruebas y validación, el CENACE podrá emitir instrucciones de despacho utilizando los medios de comunicación vigentes con anterioridad al primer Día de Operación del Mercado Eléctrico Mayorista. En este periodo, el Registro de Instrucciones de Despacho podrá operarse en lazo abierto o cerrado con las Unidades de Central Eléctrica o centros de control de generación.
(u)   Durante el periodo de pruebas y validación del Registro de Instrucciones de Despacho, se validarán continuamente los resultados por parte del operador del mercado y de las Unidades de Central Eléctrica y se calcularán resultados de seguimiento de instrucción de despacho. Asimismo, podrán utilizarse distintas fuentes de información del CENACE para conocer el seguimiento de instrucciones de despacho de las Unidades de Central Eléctrica.
(v)   Terminado el periodo de pruebas y validación del Registro de Instrucciones de Despacho, las instrucciones de despacho deberán emitirse de conformidad a las Reglas del Mercado.
 
(w)   Por un periodo de hasta un año a partir del primer Día de Operación del Mercado Eléctrico Mayorista, las Unidades de Central Eléctrica que no cuenten con la infraestructura necesaria para recibir instrucciones de despacho en términos de energía neta, recibirán instrucciones de despacho en términos de energía bruta. En estos casos, el CENACE utilizará factores de conversión de energía neta a energía bruta estimados con base en mediciones de los consumos para servicios propios de las Unidades de Central Eléctrica.
(x)   En tanto no se publique en el Diario Oficial de la Federación el Manual de Verificación de Cumplimiento de Instrucciones de Despacho y servicios Conexos, no se aplicarán las penalizaciones por incumplimientos a las instrucciones de despacho económico en tiempo real.
(y)   Por un periodo de hasta catorce meses a partir del primer Día de Operación del Mercado Eléctrico Mayorista, cada Unidad de Central Eléctrica indirectamente modelada será liquidada al Precio Marginal Local correspondiente al NodoP elemental más cercano a la ubicación física. Posteriormente, en tanto CENACE no determine Vectores de Distribución de Generación, cada Unidad de Central Eléctrica Indirectamente Modelada será liquidada utilizando los Precios Medios Ponderados de la Zona de Carga donde esté ubicada.
(z)    El CENACE contará con dieciocho meses a partir del primer Día de Operación del Mercado Eléctrico Mayorista, para implementar el uso de límites de energía diaria para todas las Centrales Eléctricas en el Mercado del Día en Adelanto.
(aa)  En tanto el CENACE no emita costos de oportunidad para las centrales de energía limitada causadas por restricciones en la disponibilidad de combustibles, los generadores podrán administrar dichas limitaciones reduciendo la capacidad máxima de generación ofrecida en sus ofertas, con el fin de ajustar su generación a la capacidad de gas disponible en el día de operación.
(bb) Hasta que se publique el Manual de Costos de Oportunidad, los modelos de Asignación y Despacho de los procesos del Mercado de un Día en Adelanto, Asignación de Unidades de Central Eléctrica para Confiabilidad y Asignación de Unidades de Tiempo Real podrán considerar las restricciones de producción de energía unidades hidroeléctricas asociadas con el cumplimiento del balance hidráulico en cuencas y embalses y de los tiempos de viaje de agua entre embalses en cascada.
MEDICIÓN
(a)   Los medidores con calidad para liquidación deben cumplir con las características específicas que establezca la Norma Oficial Mexicana para estos medidores. En tanto no se emita dicha NOM y en tanto no se haya publicado el Manual de Medición para Liquidaciones, los medidores con calidad para liquidaciones deberán cumplir con las características técnicas establecidas en la especificación de "Medidores Multifunción para Sistemas Eléctricos (CFE G0000-48)".
(b)   Los transformadores de instrumento deben cumplir con las características específicas que establezca la Norma Oficial Mexicana (NOM) para estos transformadores. En tanto no se emita dicha NOM y en tanto no se haya publicado el Manual de Medición para Liquidaciones, los transformadores de instrumento asociados a los equipos de medición para liquidaciones deben cumplir con las características técnicas establecidas en las Normas de Referencia "Transformadores de Potencial Inductivos para Sistemas con Tensiones Nominales de 13.8 kV a 400 kV (NRF-026-CFE) y "Transformadores de Corriente para Sistemas con Tensiones Nominales de 0.6 kV a 400 kV (NRF-027-CFE).
(c)   Para el caso de los Usuarios Calificados con Centros de Carga Agregados deben de cumplir con los requerimientos de medición definidos en el inciso (a) y (b) de esta sección en cuanto a exactitud, comunicación, sincronía, registros y reportes como Usuarios con demanda > 750 kW, hasta en tanto no se haya publicado el Manual de Medición para Liquidaciones.
(d)   Dado que a la entrada del Mercado Eléctrico mayorista no existe la infraestructura adecuada para obtener la medición de la energía entregada por el Mercado Eléctrico Mayorista a cada Zona de Carga (tensión menor a 69 kV), se realizarán estimaciones a partir de la medición en los bancos de transformación que en su lado primario tengan una tensión mayor a 220 kV, los intercambios entre Zonas de Carga en nivel de tensión menor a 230 KV y mayor o igual a 69 KV, el cálculo con el estimador de estado de las pérdidas en nivel de tensión menor a 230 KV y mayor o igual a 69 KV, y las Centrales Eléctricas y Centros de Carga factiblemente medidos en nivel de tensión menor a 230 KV y mayor o igual a 69 KV para cada Zona de Carga. Las estimaciones serán utilizadas para determinar las pérdidas en las Redes Generales de Distribución aprobadas por la Comisión Reguladora de Energía con base en los factores establecidos en el acuerdo A/074/2015, y el consumo del Suministro Básico hasta que se cuente con el total de mediciones de las entregas en los bancos de transformación a las Zonas de Carga.
 
(e)   Hasta en tanto no se emita el Manual de Medición para Liquidaciones, el CENACE podrá incluir en la medición de energía para liquidaciones sólo la generación neta o el consumo neto de los sistemas de abasto aislado con interconexión al Sistema Eléctrico Nacional y los Contratos de Interconexión Legados, cuando no se cuente con la medición por separado de las Centrales Eléctricas y Centros de Carga. Asimismo, podrá facturar al Suministrador de Servicios Básicos por el consumo neto de las Centrales Eléctricas indirectamente modeladas y los Centros de Carga indirectamente modelados que representa en cada Zona de Carga, cuando estas Centrales no cuenten con la medición por separado. Durante este periodo, el CENACE podrá abstenerse de utilizar mediciones o estimar la generación de estas Centrales Eléctricas y el consumo de estos Centros de Carga cuando no sea factible, realizando liquidaciones de la cantidad neta generada o consumida por cada uno. El Manual de Medición para Liquidaciones establecerá los términos para estimar la generación cuando no exista medición por separado de las Centrales Eléctricas y Centros de Carga.
(f)    En tanto los Generadores representantes de Centrales Eléctricas Legadas, el Transportista y los Distribuidores no garanticen la calidad de la información de medición en tiempo y forma, el CENACE tiene la facultad de estimar los datos de medición para las liquidaciones con la información que tenga disponible, incluso tomando datos de los sistemas de medición en tiempo real (SCADA),
(g)   En tanto no se cuente con la medición para realizar el cálculo de las pérdidas reales en las Redes Generales de Distribución, el CENACE realizará estimaciones bajo el supuesto de que las pérdidas reales en las Redes Generales de Distribución son iguales a las pérdidas reconocidas por la Comisión Reguladora de Energía.
(h)   En tanto no se cuente con los datos de medición ni la capacidad de estimación necesaria para cumplir con las reglas del mercado, debido a infraestructura deficiente en tensión menor a 220 kV, el CENACE podrá contabilizar al Suministro de Servicios Básicos cualquier energía no identificable para otro Participante de Mercado o asociada con pérdidas reconocidas.
(i)    Durante el periodo transitorio definido en la Base 16.3.11, inciso (e), de las Bases del Mercado Eléctrico, el Transportista o Distribuidor responsable de la medición utilizará los procedimientos propios para determinar los registros de la medición en los periodos de mantenimiento con base en el transitorio vigésimo primero de la Ley de la Industria Eléctrica. Estos procedimientos se podrán sustituir en el Manual de Medición para Liquidaciones, o en las disposiciones aplicables a las Centrales Eléctricas y Centros de Carga cuya medición se regulada por la CRE.
(j)    En todos aquellos puntos de entrega/recepción entre Transportistas y Distribuidores donde se requiere medición para liquidaciones y que a la entrada del Mercado Eléctrico Mayorista no se cuente con el sistema de medición con las características establecidas en los transitorios (a) y (b) de esta sección, los Transportistas y Distribuidores dispondrán de un plazo no mayor a cinco años a partir de la entrada en vigor de las Bases del Mercado Eléctrico Mayorista, o bien, el plazo que se establezca en el Manual de Medición para Liquidaciones, para cumplir con las características técnicas requeridas.
(k)   En todos aquellos puntos de entrega/recepción de Centrales Eléctricas Legadas donde se requiere medición para liquidaciones y que a la entrada del Mercado Eléctrico Mayorista no se cuente con el sistema de medición con las características establecidas en los transitorios (a) y (b) de esta sección, los Responsables del Sistema de medición dispondrán de un plazo no mayor a tres años a partir de la entrada en vigor de las Bases del Mercado Eléctrico Mayorista, o bien, el plazo que se establezca en el Manual de Medición para Liquidaciones, para cumplir con las características técnicas requeridas.
REGISTRO Y ACREDITACIÓN DE PARTICIPANTES DEL MERCADO
(a)   El CENACE tendrá hasta 12 meses posteriores a la publicación del Manual de Registro y Acreditación de Participantes de Mercado, para constituir el Comité de Ingreso y Permanencia al Mercado Eléctrico Mayorista; hasta entonces el CENACE ejercerá las facultades de dicho Comité.
(b)   El área certificada de registro estará disponible en el Sistema de Información del Mercado a más tardar 18 meses posteriores a la publicación del Manual de Registro y Acreditación de Participantes de Mercado. Hasta esta fecha, todos los procedimientos de registro de Participantes del Mercado serán desahogados directamente en el CENACE, a través del personal de contacto. La documentación requerida será entregada en los términos que le sean notificados previamente por el CENACE, mediante un comunicado en su sitio web.
(c)   Hasta 12 meses posteriores a la publicación del Manual de Registro y Acreditación de Participantes de Mercado, el CENACE no estará obligado a realizar la evaluación de antecedentes de los Candidatos a Participantes del Mercado. Dicha evaluación se llevará a cabo cumplido el plazo señalado, conforme a lo dispuesto en el citado Manual.
 
(d)   Los interesados podrán, hasta 18 meses posteriores a la publicación de los Términos para la Estricta Separación Legal de la Comisión Federal de Electricidad, tramitar y obtener contratos de Participante de Mercado en más de una modalidad de participación, aun cuando dichas actividades requieran la estricta separación legal, así como los contratos del Transportista y de Distribuidor. Al término de dicho plazo, cualquier contrato o registro que el Participante de Mercado o interesado haya obtenido o celebrado al amparo de la presente disposición deberá ser transferido, o en su caso cedido, a empresas legalmente separadas.
(e)   Hasta 18 meses posteriores a la publicación del Manual de Registro y Acreditación de Participantes de Mercado, el CENACE podrá implementar mecanismos de seguridad distintos al Certificado Digital.
(f)    Los Centros de Carga que se encuentren en operación a la fecha de operación del Mercado de Corto Plazo y que se obligan a realizar y mantener su inscripción en el registro de Usuarios Calificados en términos de la Ley de la Industria Eléctrica, en caso de no contar con algún representante en la figura de Suministrador Calificado, Usuario Calificado Participante del Mercado o Suministrador de Último Recurso, serán registrados al Suministrador de Servicios Básicos, a fin de que éste le proporcione el Suministro de Último Recurso, ateniéndose a las tarifas máximas y precios máximos que expida la Comisión Reguladora de Energía. Lo anterior, sin perjuicio de que dichos usuarios puedan elegir celebrar un Contrato de Participante del Mercado en modalidad de Suministrador Calificado o de Usuario Calificado Participante del Mercado, siempre y cuando cumplan con todas las disposiciones aplicables.
(g)   Hasta 18 meses posteriores a la publicación del Manual de Registro y Acreditación de Participantes de Mercado, el registro de Activos Físicos no será realizado a través del Módulo de Registro del Sistema de Información del Mercado y no será indispensable que el CENACE requiera toda la información y los parámetros establecidos en el Manual de Registro y Acreditación de Participantes del Mercado. El CENACE implementará mecanismos y formatos para recibir y validar la información y parámetros; dichos mecanismos y formatos serán puestos a disposición de los Participantes del Mercado a través del SIM o cualquier otro medio previamente notificado. Una vez concluido dicho plazo, los Participantes del Mercado deberán actualizar la información y parámetros de sus Activos Físicos en el Módulo de Registro del SIM, completando cualquier dato que no hubiera llenado previamente.
(h)   Hasta 18 meses posteriores a la publicación del Manual de Registro y Acreditación de Participantes de Mercado, el estatus de los Activos Físicos deberá ser consultado directamente al CENACE. Para los plazos para la revisión, aprobación, rechazo, retiro o transferencia de los Activos Físicos, se estará a lo dispuesto en el mencionado Manual.
(i)    Durante los primeros 18 meses a partir de la entrada en vigor del Manual de Registro y Acreditación de Participantes de Mercado, el proceso de acreditación de Participantes del Mercado será realizado mediante procesos simplificados, que deberán ser publicados en el SIM en un plazo de 12 meses a partir de la entrada en vigor del citado Manual. Concluido dicho periodo, todos los Participantes del Mercado deberán realizar el procedimiento de acreditación como se establece en el Manual de Registro y Acreditación de Participantes del Mercado.
(j)    Para el registro de Centros de Carga por parte de un Suministrador de Servicios Básicos no se requerirá la acreditación de contratos de Usuarios de Suministro Básico, hasta que un segundo Suministrador de Servicios Básicos haya registrado Centros de Carga en una zona de carga dada. Durante este periodo, el Suministrador de Servicios Básicos sólo deberá entregar al CENACE, para cada zona de carga, un reporte mensual de la cantidad de nuevos contratos de Suministro Básico con los Usuarios Finales que reciban el suministro en el Centro de Carga, indicando el número de nuevos contratos y la demanda total contratada, desglosado por tarifa e identificando aquellos usuarios de Suministro Básico que pudieran ser Usuarios Calificados Participantes del Mercado Eléctrico Mayorista. El CENACE notificará al Suministrador de Servicios Básicos, a través del Sistema de Información del Mercado, cuando la condición contenida en este inciso se haya cumplido.
(k)   Por un periodo de hasta 18 meses a partir de la publicación del Manual de Registro y Acreditación de Participantes de Mercado, el CENACE podrá implementar mecanismos simplificados para permitir el acceso de los generadores titulares de permisos para generar energía eléctrica bajo la modalidad de Producción Independiente de Energía, a los parámetros de capacidad y costos, según se establece en el apartado 4.2.6(a)(iii)(M) del Manual de Registro y Acreditación de Participantes del Mercado.
(l)    Durante los primeros 18 meses a partir de la publicación del Manual de Registro y Acreditación de Participantes de Mercado, el CENACE determinará los requisitos mínimos de capacitación que requiera el personal de los Participantes del Mercado que realizará las actividades señaladas en el numeral 5.5. del Manual de Registro y Acreditación de Participantes del Mercado. El CENACE deberá publicar en el portal del Sistema de Información del Mercado dichos requisitos y los
procedimientos específicos para que los Participantes del Mercado puedan acreditarlos, asegurando en todo momento que no represente una barrera para el inicio de operaciones de los Participantes del Mercado. La vigencia de los cursos de capacitación que tengan un carácter transitorio terminará cuando el CENACE haya impartido los cursos de acreditación a los que hacen referencia las Reglas del Mercado.
(m)  En tanto la Autoridad de Vigilancia de Mercado no emita las disposiciones para el registro de parámetros de costos y capacidad de las Unidades de Central Eléctrica y de los Recursos de Demanda Controlable Garantizados establecidos en el numeral 18.2.1 de las Bases de Mercado, los participantes deberán enviar a la Unidad de Vigilancia de Mercado las pruebas técnicas que sustenten los parámetros de costos y de capacidades de las Unidades de Central Eléctrica que pretendan registrar.
(n)   Durante los primeros 18 meses contados a partir de la entrada en operación del Mercado de Corto Plazo, el CENACE realizará procesos manuales para la recepción de información y comunicación con solicitantes del proceso de registro y utilizará requisitos simplificados para el registro de los activos físicos correspondientes a los Participantes de Mercado. Hasta la fecha mencionada, los candidatos que suscriban el respectivo contrato como participante de mercado en cualquiera de las modalidades previstas por la Ley de la Industria Eléctrica; podrán iniciar operaciones en el Mercado de forma provisional. La continuidad de los Participantes que inicien operaciones en el Mercado queda estrictamente condicionada a la conclusión de