ACUERDO por el que se emite el Manual de Garantías de Cumplimiento ACUERDO por el que se emite el Manual de Garantías de Cumplimiento.
Al margen un sello con el Escudo Nacional, que dice: Estados Unidos Mexicanos.- Secretaría de Energía.
PEDRO JOAQUÍN COLDWELL, Secretario de Energía, con fundamento en el Tercero Transitorio de la Ley de la Industria Eléctrica y en los artículos 33, fracción XXVI, de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal y 4 del Reglamento Interior de la Secretaría de Energía
CONSIDERANDO
Que de conformidad con el artículo 25, párrafo cuarto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, el sector público tendrá a su cargo, de manera exclusiva, las áreas estratégicas que se señalan en el artículo 28, párrafo cuarto, de la Constitución;
Que el artículo 27, párrafo sexto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos establece que corresponde exclusivamente a la Nación la planeación y el control del Sistema Eléctrico Nacional, así como el servicio público de transmisión y distribución de energía eléctrica, y que en estas actividades no se otorgarán concesiones, sin perjuicio de que el Estado pueda celebrar contratos con particulares en los términos que establezcan las leyes, mismas que determinarán la forma en que los particulares podrán participar en las demás actividades de la industria eléctrica;
Que el Transitorio Tercero de la Ley de la Industria Eléctrica establece en su tercer párrafo, que por única ocasión la Secretaría de Energía emitirá las primeras Reglas del Mercado Eléctrico Mayorista, y que dichas Reglas incluirán las Bases del Mercado Eléctrico y las Disposiciones Operativas del Mercado que la referida Secretaría determine;
Que el 8 de septiembre de 2015 se publicaron en el Diario Oficial de la Federación las Bases del Mercado Eléctrico, mismas que definen las reglas y procedimientos que deberán llevar a cabo los Participantes del Mercado y las autoridades para mantener una adecuada administración, operación y planeación del Mercado Eléctrico Mayorista;
Que los Manuales de Prácticas del Mercado forman parte de las Disposiciones Operativas del Mercado y tienen por objeto desarrollar con mayor detalle los elementos de las Bases del Mercado Eléctrico y establecer los procedimientos, reglas, instrucciones, principios de cálculo, directrices y ejemplos a seguir para la administración, operación y planeación del Mercado Eléctrico Mayorista;
Que el Manual de Garantías de Cumplimiento desarrollará con mayor detalle el contenido de la Base 4 de las Bases del Mercado Eléctrico, relacionada con las garantías que deberán presentar los Participantes del Mercado para poder realizar operaciones, y consecuentemente, asumir obligaciones en el Mercado Eléctrico Mayorista, de manera que garanticen el cumplimiento de las mismas, y establecerá procedimientos, reglas, instrucciones, principios de cálculo, directrices y ejemplos para tal efecto, y
Que dicho Manual se considera un acto administrativo de carácter general que debe publicarse en el Diario Oficial de la Federación, a fin de que produzca efectos jurídicos, por lo que he tenido a bien emitir el siguiente
ACUERDO
ARTÍCULO ÚNICO.- La Secretaría de Energía emite el Manual de Garantías de Cumplimiento.
TRANSITORIO
ÚNICO. El presente Acuerdo entrará en vigor el día de su publicación en el Diario Oficial de la Federación.
Ciudad de México, a 2 de marzo de 2016.- El Secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell.- Rúbrica.
Manual de Garantías de Cumplimiento
CONTENIDO
CAPÍTULO 1
Introducción
1.1 Propósito de los Manuales de Prácticas del Mercado
1.2 Propósito y contenido de este manual
1.3 Términos definidos
1.4 Reglas de interpretación
CAPÍTULO 2
Política frente al riesgo de incumplimiento de obligaciones a cargo de Participantes del Mercado
2.1 Antecedentes
2.2 Principios básicos
2.3 Comité de Riesgos, Garantías e Inversiones
CAPÍTULO 3
Responsabilidad Estimada Agregada
3.1 Cálculo de la Responsabilidad Estimada Agregada
3.2 Estimación de cargos potenciales para cada Participante del Mercado
3.3 Margen Prudencial
3.4 Margen de Reducción
3.5 Margen de Reducción para Suministradores de Servicios Básicos
CAPÍTULO 4
Monto Garantizado de Pago e Instrumentos de Garantía
4.1 Instrumentos de garantía aceptados y requisitos de forma
4.2 Reglas para la ampliación, reducción y devolución o cancelación de garantías
4.3 Cálculo del Monto Garantizado de Pago
4.4 Ejecución y reposición
CAPÍTULO 5
Revisión de cálculos
5.1 Inicio del procedimiento
5.2 Substanciación y fallo del procedimiento
5.3 Medios de impugnación
CAPÍTULO 6
Disposiciones Transitorias
6.1 Disposiciones Transitorias.
ANEXO 1
Formato para Carta de Crédito
Manual de Garantías de Cumplimiento
CAPÍTULO 1
Introducción
1.1 Propósito de los Manuales de Prácticas del Mercado
1.1.1 Las Reglas del Mercado que rigen al Mercado Eléctrico Mayorista se integran por las Bases del Mercado Eléctrico y las Disposiciones Operativas del Mercado.
1.1.2 Los Manuales de Prácticas del Mercado forman parte de las Disposiciones Operativas del Mercado y tienen por objeto desarrollar con mayor detalle los elementos de las Bases del Mercado Eléctrico y establecer los procedimientos, reglas, instrucciones, principios de cálculo, directrices y ejemplos a seguir para la administración, operación y planeación del Mercado Eléctrico Mayorista.
1.2 Propósito y contenido de este manual
1.2.1 El presente "Manual de Garantías de Cumplimiento" es el Manual de Prácticas del Mercado que establece los procedimientos, reglas, instrucciones, principios de cálculo, directrices y ejemplos a seguir para que el CENACE pueda administrar adecuadamente el riesgo de que los Participantes del Mercado incumplan con las obligaciones de pago que asuman frente al CENACE respecto a su participación y a las transacciones que realicen en el Mercado Eléctrico Mayorista.
1.2.2 Lo anterior con el objeto de que el costo económico por el incumplimiento de pago por parte de los Participantes del Mercado sea debida y oportunamente resarcido a fin de que el CENACE cuente con los recursos suficientes para realizar los pagos que les corresponda recibir a los Participantes del Mercado, a los Transportistas, a los Distribuidores y al propio CENACE.
1.2.3 El contenido de este manual desarrolla con mayor detalle la Base 4 de las Bases del Mercado Eléctrico y comprende los temas siguientes:
(a) La política que seguirá el CENACE para hacer frente al riesgo de que los Participantes del Mercado incumplan con las obligaciones que asuman frente al CENACE respecto a su participación y a las transacciones que realicen o se obliguen a realizar en el Mercado Eléctrico Mayorista, con el objeto de que el cumplimiento de esas obligaciones esté debidamente garantizado (este tema se aborda en el Capítulo 2).
(b) La forma en que se estimará el monto total de las cantidades de dinero que cada Participante del Mercado deberá pagar al CENACE por su participación y por las transacciones que realice o se obligue a realizar en el Mercado Eléctrico Mayorista, considerando el posible incumplimiento de las obligaciones que asuma frente al CENACE en ese mercado, lo cual constituirá su Responsabilidad Estimada Agregada (este tema se aborda en el Capítulo 3).
(c) El tipo de instrumentos que podrán utilizar los Participantes del Mercado para garantizar el cumplimiento de las obligaciones que asuman frente al CENACE en el Mercado Eléctrico Mayorista, sus requisitos de forma y los procedimientos para su otorgamiento, ampliación, reducción, ejecución, reposición y devolución, y la forma en que se calculará el monto total de pago que garanticen dichos instrumentos, el cual constituirá su Monto Garantizado de Pago (este tema se aborda en el Capítulo 4).
(d) El procedimiento para solicitar y llevar a cabo la revisión de los cálculos realizados por el CENACE respecto a la Responsabilidad Estimada Agregada y al Monto Garantizado de Pago de cada Participante del Mercado (este tema se aborda en el Capítulo 5).
1.3 Términos definidos
Para efectos del presente manual, además de las definiciones del artículo 3 de la Ley de la Industria Eléctrica, del artículo 2 de su Reglamento y de las Bases del Mercado Eléctrico, se entenderá por:
1.3.1 Comité de Riesgos, Garantías e Inversiones: Tiene el significado que a dicho término se le atribuye en la sección 2.3.
1.3.2 Cuenta de Orden: Cuenta que los Participantes del Mercado generan en el Módulo de Registro del SIM, para gestionar las transacciones que lleven a cabo en el MEM.
1.3.3 Deuda Total: Deuda bruta por financiamiento que incluye préstamos bancarios, préstamos de terceros, instrumentos de deuda en mercados de capital y arrendamientos financieros, calculada de acuerdo con las NIF en México.
1.3.4 Deuda y Capital: Deuda bruta por financiamiento que incluye préstamos bancarios, préstamos de terceros, instrumentos de deuda en mercados de capital y arrendamientos financieros más capital contable, calculada de acuerdo con las NIF en México.
1.3.5 Fondos de Operaciones: Utilidad antes de intereses, impuestos, depreciación y amortizaciones menos el gasto neto de intereses y menos pago de impuestos, calculados de conformidad con las Normas de Información Financiera (NIF) en México.
1.3.6 EBITDA: La Utilidad de Operación calculada antes de impuestos, gastos financieros, gastos extraordinarios, reparto de utilidades a los trabajadores más depreciación y amortización (en la medida en que la depreciación y amortización se hayan deducido al determinar la utilidad de operación), calculados de conformidad con las NIF en México.
1.3.7 Margen de Reducción: El margen de reducción por comportamiento histórico y solidez financiera para cada Participante del Mercado previsto en la sección 3.4.
1.3.8 Margen Prudencial: El margen prudencial para cada Participante del Mercado previsto en la sección 3.3.
1.3.9 Módulo de Registro del SIM: El área del portal del Sistema de Información de Mercado a través del cual los candidatos a Participantes del Mercado llevan a cabo el procedimiento de registro en el Mercado Eléctrico Mayorista.
1.3.10 NIF en México: Normas de Información Financiera aplicadas en forma consistente en México, emitidas por el Consejo Mexicano para la Investigación y Desarrollo de Normas de Información Financiera (CINIF).
1.3.11 Pasivos Conocidos: La suma de las cantidades de dinero que cada Participante del Mercado esté obligado a pagar al CENACE en virtud de su participación en el Mercado Eléctrico Mayorista y de las transacciones que haya realizado en el mismo, y cuyo monto haya sido determinado por el CENACE de acuerdo con la fórmula que se detalla en la disposición 3.1.2.
1.3.12 Pasivos Potenciales Estimados: La suma de las cantidades de dinero estimadas que cada Participante del Mercado estaría potencialmente obligado a pagar en el corto plazo al CENACE en virtud de su participación en el Mercado Eléctrico Mayorista y de las transacciones que realice en el mismo, de acuerdo con la fórmula que se detalla en la disposición 3.1.3, considerando el posible incumplimiento de las obligaciones que asuma frente al CENACE en dicho mercado y sin incluir los Pasivos Conocidos.
1.3.13 Patrimonio Neto Tangible: Activos totales netos de cualquier pasivo que los acompañe, menos bienes intangibles (activos sin existencia física, tales como patentes, franquicias, propiedad intelectual, marcas registradas, valor intangible, etc.) menos activos restringidos. Si el resultado es negativo, el Patrimonio Neto Tangible será cero.
1.3.14 Responsabilidad Estimada Agregada: La suma de los Pasivos Conocidos y los Pasivos Potenciales Estimados de un Participante del Mercado en los términos del presente manual.
1.4 Reglas de interpretación
1.4.1 Los términos definidos a que hace referencia la disposición 1.3 podrán utilizarse en plural o singular sin alterar su significado siempre y cuando el contexto así lo permita.
1.4.2 Salvo indicación al contrario, los días señalados en este documento se entenderán como días hábiles.
1.4.3 En caso de que exista alguna contradicción o inconsistencia entre lo previsto en este manual y lo previsto en las Bases del Mercado Eléctrico, prevalecerá lo establecido en las Bases del Mercado Eléctrico.
1.4.4 Salvo que expresamente se indique otra cosa, las referencias a capítulos, secciones, disposiciones, incisos, subincisos, apartados o numerales deberán entenderse realizadas a los capítulos, secciones, disposiciones, incisos, subincisos, apartados o numerales correspondientes de este manual.
1.4.5 Los términos financieros que no aparezcan expresamente definidos en las Bases del Mercado Eléctrico o en el presente manual se interpretarán y calcularán conforme a las NIF en México.
1.4.6 Se deberán incluir los impuestos que correspondan a los distintos tipos de cargos (como puede ser el caso del Impuesto al Valor Agregado, entre otros que pudieran ser procedentes) al realizar el cálculo de la Responsabilidad Estimada Agregada y de los cargos potenciales que se mencionan en las disposiciones 3.1 y 3.2.
1.4.7 La Responsabilidad Estimada Agregada deberá considerar todas las Cuentas de Orden que los Participantes del Mercado hayan registrado ante el CENACE.
CAPÍTULO 2
Política frente al riesgo de incumplimiento de obligaciones a cargo de Participantes del Mercado
2.1 Antecedentes
2.1.1 A través del Mercado Eléctrico Mayorista los Participantes del Mercado podrán realizar transacciones de compraventa de los productos y servicios que se indican en el artículo 96 de la Ley de la Industria Eléctrica. Corresponderá al CENACE recibir y, en su caso, aceptar las ofertas de compra u ofertas de venta que realicen los Participantes del Mercado, así como realizar el cobro de los importes que deban cubrir los Participantes del Mercado por las compras que hagan y realizar los pagos tanto a los Participantes del Mercado por las ventas que realicen en ese mercado como a los Transportistas, los Distribuidores y el propio CENACE por los servicios regulados que el CENACE tenga la responsabilidad de facturar.
2.1.2 El incumplimiento de las obligaciones que asuman los Participantes del Mercado respecto a su participación y a las transacciones que realicen en el Mercado Eléctrico Mayorista, tanto las de pagar cantidades de dinero como las de dar, hacer o no hacer algo en específico, generará una insuficiencia en los balances de dicho mercado y en esa medida es necesario que existan mecanismos que permitan resarcir esa insuficiencia de manera eficaz, eficiente y oportuna.
2.1.3 Para lograr lo anterior, será indispensable que las obligaciones que asuman los Participantes del Mercado frente al CENACE estén debidamente garantizadas y que, en caso de verificarse un incumplimiento, la insuficiencia financiera que el mismo le genere al Mercado Eléctrico Mayorista sea resarcido oportunamente, para mitigar la afectación de los derechos de los demás Participantes del Mercado, de los Transportistas, de los Distribuidores y del propio CENACE.
2.1.4 Existen dos tipos de obligaciones que los Participantes del Mercado pueden asumir frente al CENACE en el Mercado Eléctrico Mayorista y cuyo cumplimiento deberá garantizarse:
(a) Obligaciones de pago de dinero, en cuyo caso, el monto de la garantía de cumplimiento correspondiente deberá ser suficiente para cubrir tanto el monto determinado de pago como las penas convencionales, intereses y demás cargos que se puedan generar en caso de que el pago correspondiente no sea cubierto totalmente y a tiempo.
(b) Obligaciones de entregar productos o servicios específicos, en cuyo caso, el monto de la garantía de cumplimiento correspondiente deberá ser suficiente para cubrir tanto las obligaciones de pago de dinero que para el Participante del Mercado deriven del cumplimiento o del incumplimiento de esas obligaciones, así como las penas convencionales, intereses y demás cargos que se puedan generar en caso de que el pago correspondiente no sea realizado.
2.1.5 El costo económico que se pudiera generar para los Participantes del Mercado por incumplimiento de las obligaciones antes referidas, dependerá de una serie de factores que no siempre será posible anticipar con suficiente certeza. En la mayoría de los casos ese costo económico sólo podrá determinarse con exactitud una vez que haya ocurrido el incumplimiento, y que se cuente con la información necesaria para hacer el cálculo correspondiente. Antes de ello sólo será posible estimar ese costo económico utilizando valores históricos o de referencia para hacer el cálculo correspondiente.
2.1.6 La Ley, en su artículo 108, fracción XXVI, faculta al CENACE para exigir las garantías necesarias para asegurar el cumplimiento de las obligaciones de los Participantes del Mercado y señala en su artículo 98 que las garantías correspondientes deberán presentarse en términos de las Reglas del Mercado.
2.1.7 El reglamento de la Ley señala en su artículo 80, fracciones XVI y XVII, que las Reglas del Mercado deberán prever las garantías que los Participantes del Mercado deberán presentar al CENACE y los límites que se impondrán al volumen de transacciones que podrán comprometer los Participantes del Mercado, tomando en cuenta su situación financiera y las garantías que presenten al CENACE.
2.1.8 De acuerdo con las disposiciones legales y reglamentarias antes referidas, las Reglas del Mercado deben prever el tipo de garantías que podrán presentar los Participantes del Mercado para respaldar el cumplimiento de las obligaciones que asuman frente al CENACE en el Mercado Eléctrico Mayorista, los términos en que esas garantías deberán ser presentadas, y los límites que se impondrán al volumen de las transacciones que podrán realizar los Participantes del Mercado de acuerdo las garantías presentadas al CENACE.
2.2 Principios básicos
2.2.1 Los Participantes del Mercado sólo podrán asumir obligaciones en el Mercado Eléctrico Mayorista cuando su cumplimiento esté debidamente garantizado en los términos de las Bases del Mercado Eléctrico y del presente manual.
2.2.2 Salvo los casos de excepción referidos en la Base 4.4.2 y en la disposición 2.2.9, es responsabilidad del Participante del Mercado que el monto total de las cantidades de dinero que deba pagar al CENACE por su participación y por las transacciones que realice o se obligue a realizar en el Mercado Eléctrico Mayorista, considerando el posible incumplimiento de las obligaciones que asuma en ese mercado, no resulte mayor al monto total de pago que se encuentre asegurado a través de los instrumentos de garantía que hayan sido otorgados para respaldar el cumplimiento de las obligaciones que asuma ese Participante del Mercado frente al CENACE en el Mercado Eléctrico Mayorista. En otras palabras, que la Responsabilidad Estimada Agregada de cada Participante del Mercado no resulte mayor a su Monto Garantizado de Pago. En caso de que el Participante del Mercado no cumpla con esta responsabilidad, se estará a lo dispuesto en la Base 4.4 y en el presente manual, con el fin de obligarlo a incrementar su Monto Garantizado de Pago o a reducir su Responsabilidad Estimada Agregada, y en su defecto, a proceder a la suspensión y al procedimiento de terminación anticipada del contrato de Participante del Mercado.
2.2.3 La Responsabilidad Estimada Agregada de cada Participante del Mercado se calculará de conformidad con lo previsto en el Capítulo 3 y corresponderá al resultado de sumar el valor de los Pasivos Conocidos y el valor de los Pasivos Potenciales Estimados del Participante del Mercado.
2.2.4 El Monto Garantizado de Pago de cada Participante del Mercado se calculará de conformidad con lo previsto en el Capítulo 4 y corresponderá al valor de los instrumentos de garantía que hayan sido otorgados de conformidad con lo previsto en este manual para respaldar el cumplimiento de las obligaciones que asuma el Participante del Mercado frente al CENACE en el Mercado Eléctrico Mayorista.
2.2.5 El Monto Garantizado de Pago de cada Participante del Mercado constituirá el límite máximo para su Responsabilidad Estimada Agregada y, por lo tanto:
(a) 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, aumente el exceso que ya exista entre su Responsabilidad Estimada Agregada y su Monto Garantizado de Pago; y,
(b) 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, aumente el exceso que ya exista entre su Responsabilidad Estimada Agregada y su Monto Garantizado de Pago.
2.2.6 Para facilitar lo anterior, el CENACE:
(a) actualizará por lo menos cada 15 minutos el valor del Monto Garantizado de Pago y el valor de la Responsabilidad Estimada Agregada para cada Participante del Mercado;
(b) publicará en el Sistema de Información del Mercado los valores tanto del Monto Garantizado de Pago como de la Responsabilidad Estimada Agregada de cada Participante del Mercado, para que dichos valores puedan ser consultados en cualquier momento;
(c) notificará, a través del Sistema de Información del Mercado y por correo electrónico, al Participante del Mercado cuando su Responsabilidad Estimada Agregada haya alcanzado o superado el 80% de su Monto Garantizado de Pago, en el entendido de que no será necesario alertarlo nuevamente en tanto su Responsabilidad Estimada Agregada no disminuya del 80% de su Monto Garantizado de Pago; y,
(d) notificará diariamente, a través del Sistema de Información del Mercado y por correo electrónico, a los Participantes del Mercado cuando su Responsabilidad Estimada Agregada sea igual o superior al 90% de su Monto Garantizado de Pago.
2.2.7 Independientemente de lo señalado en las disposiciones anteriores, será responsabilidad exclusiva de cada Participante del Mercado que su Responsabilidad Estimada Agregada no sea mayor que su Monto Garantizado de Pago.
2.2.8 Si por cualquier causa la Responsabilidad Estimada Agregada de un Participante del Mercado excede su Monto Garantizado de Pago, ese Participante del Mercado no podrá realizar nuevas ofertas o tomar nuevas posiciones en el Mercado Eléctrico Mayorista cuando, en caso de hacerlo, se incremente la diferencia entre su Responsabilidad Estimada Agregada y su Monto Garantizado de Pago en tanto no se corrija esa situación y el CENACE así lo notificará al Participante del Mercado en forma diaria mientras subsista esa situación.
2.2.9 No obstante lo anterior, el CENACE podrá determinar casos de excepción en los que se permita que el Participante del Mercado, con la finalidad de preservar la continuidad del suministro, realice ofertas o transacciones aun y cuando su Responsabilidad Estimada Agregada exceda su Monto Garantizado de Pago. Dichos casos de excepción se establecerán indicando expresamente el plazo, monto máximo y naturaleza de las transacciones a las que el Participante del Mercado queda temporalmente autorizado, a fin de acotar el riesgo de incumplimiento que presenta. Una vez concluida la situación que haya puesto en riesgo la continuidad del suministro, el Participante del Mercado deberá asumir inmediatamente la obligación de que su Monto Garantizado de Pago sea superior a su Responsabilidad Estimada Agregada, en forma sostenida. El CENACE informará a la Unidad de Vigilancia del Mercado la ocurrencia, duración y naturaleza de cada caso de excepción.
2.3 Comité de Riesgos, Garantías e Inversiones
2.3.1 El CENACE contará con un "Comité de Riesgos, Garantías e Inversiones" cuya conformación tendrá igual número de miembros representantes del CENACE, miembros representantes de los Participantes del Mercado, y miembros que sean expertos independientes.
2.3.2 El Comité de Riesgos, Garantías e Inversiones será un órgano colegiado de consulta, coadyuvante del Consejo de Administración y de la Dirección General en las funciones de Administración de Riesgos y de Garantías de Cumplimiento, así como de Facturación y Pagos en el Mercado Eléctrico Mayorista.
2.3.3 El Comité de Riesgos, Garantías e Inversiones tendrá las siguientes facultades:
(a) Apoyar en la elaboración de los criterios generales de administración de garantías y de inversiones.
(b) Sugerir la revisión y, en su caso, proponer las modificaciones necesarias a las políticas y procedimientos operativos relacionados con la administración de garantías y de inversiones.
(c) Sugerir las divisas o valores que podrían recibirse como garantía.
(d) Sugerir el régimen de inversión para los recursos en efectivo.
(e) Apoyar en la definición de los criterios generales de las instrucciones al fiduciario, cartas de crédito, límites prudenciales de las cartas de crédito, bancos de los que se pueden recibir cartas de crédito, límites de concentración sobre cartas de crédito.
(f) Otras facultades consultivas y de apoyo, afines o análogas que sean aprobadas por el consejo de administración del CENACE.
CAPÍTULO 3
Responsabilidad Estimada Agregada
3.1 Cálculo de la Responsabilidad Estimada Agregada
3.1.1 La Responsabilidad Estimada Agregada de cada Participante del Mercado corresponderá a la suma de los Pasivos Conocidos y los Pasivos Potenciales Estimados de ese Participante del Mercado conforme a la fórmula siguiente:
| REA = PC + PPE
En donde: REA es la Responsabilidad Estimada Agregada del Participante del Mercado. PC es el valor de los Pasivos Conocidos de ese Participante del Mercado, calculado conforme a lo previsto en la disposición 3.1.2. PPE es el valor de los Pasivos Potenciales Estimados de ese Participante del Mercado, calculado conforme a lo previsto en la disposición 3.1.3. |
3.1.2 Los Pasivos Conocidos de cada Participante del Mercado se calcularán utilizando la fórmula siguiente:
| PC = OPPM - OPC
En donde: PC es el valor de los Pasivos Conocidos del Participante del Mercado respecto a su participación y a las transacciones que haya realizado en el Mercado Eléctrico Mayorista, incluyendo las re-liquidaciones a que hace referencia el Manual de Estado de Cuenta Diario, Facturación y Pago, los cargos por el Servicio Público de Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica, los cargos por servicios conexos no incluidos en el mercado, los cargos por operación del sistema y del mercado que corresponda recibir al CENACE y las sanciones que sean impuestas por la Secretaría o la CRE, cuando estas instruyan al CENACE a cobrar las referidas sanciones a través del proceso de liquidaciones del Mercado Eléctrico Mayorista. OPPM es el valor total de las obligaciones de pago, a cargo de ese Participante del Mercado, que hayan sido determinadas por el CENACE en los Estados de Cuenta Diarios de conformidad con lo previsto en las Bases del Mercado Eléctrico, el Manual de Liquidaciones y el Manual de Estado de Cuenta Diario, Facturación y Pago, con respecto a su participación y a las transacciones que haya realizado en el Mercado Eléctrico Mayorista, que no hayan sido erogadas. OPC es el valor total de las obligaciones de pago, a cargo del CENACE y en favor de ese mismo Participante del Mercado, que hayan sido determinadas por el CENACE en los Estados de Cuenta Diarios de conformidad con lo previsto en las Bases del Mercado Eléctrico, el Manual de Liquidaciones y el Manual de Estado de Cuenta Diario, Facturación y Pago, con respecto a la participación de ese Participante del Mercado y a las transacciones que haya realizado en el Mercado Eléctrico Mayorista, que no hayan sido erogadas. Al inicio del primer día de operación del mercado el valor de los Pasivos Conocidos de todos los Participantes del Mercado será igual a cero. |
3.1.3 Los Pasivos Potenciales Estimados de cada Participante del Mercado se calcularán utilizando la fórmula siguiente:
| PPE = CPMEM + MP * (PC + CPMEM) â (MR*CPEP)
En donde: PPE es el valor de los Pasivos Potenciales Estimados de cada Participante del Mercado. CPMEM es el valor de los cargos potenciales estimados para ese Participante del Mercado conforme a lo previsto en la sección 3.2, respecto a su participación en el Mercado Eléctrico Mayorista y a las transacciones que realice en los diferentes mercados que lo integran, sin contabilizar las transacciones que hayan dado lugar a los Pasivos Conocidos determinados conforme a la disposición 3.1.2. MP es el valor del Margen Prudencial a que se refiere la sección 3.3. PC es el valor de los Pasivos Conocidos de ese Participante del Mercado, calculado conforme a lo previsto en la disposición 3.1.2. MR es el valor del Margen de Reducción por comportamiento histórico ejemplar y solidez financiera a que se refiere la sección 3.4. CPEP es el valor de los cargos potenciales estimados para ese Participante del Mercado conforme a lo previsto en la sección 3.2, pero sólo para las transacciones que realice en el Mercado de Corto Plazo y en el Mercado para el Balance de Potencia, es decir: CPEP = CPMCP + CPMBP (en los términos de la sección 3.2) |
3.2 Estimación de cargos potenciales para cada Participante del Mercado
3.2.1 La estimación de cargos potenciales para cada Participante del Mercado respecto a su participación y a las transacciones que realice en el Mercado Eléctrico Mayorista, considerando el posible incumplimiento de las obligaciones que asuma frente al CENACE en ese mercado, deberá calcularse con respecto a su participación en los rubros siguientes según corresponda, y aplicando
la fórmula que a continuación se indica:
(a) en el Mercado de Corto Plazo, conforme a lo previsto en la disposición 3.2.2;
(b) en el Mercado para el Balance de Potencia, conforme a lo previsto en la disposición 3.2.3;
(c) en el Mercado de Certificados de Energías Limpias, conforme a lo previsto en la disposición 3.2.4;
(d) en las Subastas de Mediano y Largo Plazo, conforme a lo previsto en la disposición 3.2.5;
(e) en las Subastas de Derechos Financieros de Transmisión, conforme a lo previsto en la disposición 3.2.6;
(f) en la tenencia de Derechos Financieros de Transmisión, conforme a lo previsto en la disposición 3.2.7; y,
(g) los cargos por la prestación del Servicio Público de Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica, por servicios conexos no incluidos en el mercado y por la operación del sistema y del mercado, conforme a lo previsto en la disposición 3.2.8.
| CPMEM = CPMCP + CPMBP + CPMCEL + CPSMLP + CPSDFT + CPDFT + CPTDO
En donde: CPMEM es el valor de los cargos potenciales estimados para cada Participante del Mercado respecto a su participación en el Mercado Eléctrico Mayorista y a las transacciones que realice en los diferentes mercados y subastas que integran al Mercado Eléctrico Mayorista, calculado conforme a lo previsto en esta sección 3.2, sin contabilizar las transacciones que hayan dado lugar a los Pasivos Conocidos determinados conforme a la disposición 3.1.2. CPMCP es el valor de los cargos potenciales estimados para ese Participante del Mercado respecto a su participación en el Mercado de Corto Plazo, calculado conforme a lo previsto en la disposición 3.2.2. CPMBP es el valor de los cargos potenciales estimados para ese Participante del Mercado respecto a su participación en el Mercado para el Balance de Potencia, calculado conforme a lo previsto en la disposición 3.2.3. CPMCEL es el valor de los cargos potenciales estimados para ese Participante del Mercado respecto a su participación en el mercado de Certificados de Energías Limpias, calculado conforme a lo previsto en la disposición 3.2.4. CPSMLP es el valor de los cargos potenciales estimados para ese Participante del Mercado respecto a su participación en las Subastas de Mediano y Largo Plazo, calculado conforme a lo previsto en la disposición 3.2.5. CPSDFT es el valor de los cargos potenciales estimados para ese Participante del Mercado respecto a su participación en las Subastas de Derechos Financieros de Transmisión, calculado conforme a lo previsto en la disposición 3.2.6. CPDFT es el valor de los cargos potenciales estimados para ese Participante del Mercado respecto a los Derechos Financieros de Transmisión de los que sea titular, calculado conforme a lo previsto en la disposición 3.2.7. CPTDO es el valor de los cargos potenciales estimados para ese Participante del Mercado respecto a los servicios de Transmisión, Distribución, servicios conexos no incluidos en el mercado, operación del sistema y del mercado, calculado conforme a lo previsto en la disposición 3.2.8. |
3.2.2 Mercado de Corto Plazo
(a) La estimación de cargos potenciales respecto a las transacciones de energía eléctrica o de Servicios Conexos en el Mercado de Corto Plazo se calculará con base en valores de referencia según las fórmulas siguientes:
(i) Para Entidades Responsables de Carga, se utilizará la fórmula siguiente:
| En donde: CPMCP es el valor de los cargos potenciales estimados para el Participante del Mercado respecto a su participación en el Mercado de Corto Plazo. PHPML es el promedio histórico del Precio Marginal Local en el Mercado de Tiempo Real de los NodoP correspondientes a sus Centros de Carga, en los últimos 7 días naturales ($/MWh). Dicho promedio se calculará de forma ponderada de acuerdo con las Compras de Energía Física que el Participante del Mercado realice en sus Centros de Carga en cada hora del mismo periodo. CE es el consumo estimado de energía eléctrica (MWh/día), correspondiente al promedio de las Compras de Energía Física que el Participante de Mercado realice en sus Centros de Carga durante los últimos 7 días naturales. PHSCr es el promedio histórico de los precios de reservas incluidas en el Mercado Eléctrico Mayorista tipo r en las Zonas de Reservas correspondientes a sus Centros de Carga, en cada hora de los últimos 7 días naturales ($/MWh). Dicho promedio se calculará de forma ponderada de acuerdo con las Compras de Energía Física que el Participante de Mercado realice en sus Centros de Carga en el mismo periodo. VORr es el volumen estimado de obligación de reservas tipo r (MWh/día), correspondiente al promedio de las Compras de Energía Física que el Participante de Mercado realice en sus Centros de Carga durante los últimos 7 días naturales. R es el conjunto de todos los tipos de reservas incluidas en el Mercado Eléctrico Mayorista. FV es el factor de volatilidad, que será igual a la suma de 1 y el resultado que se obtenga de multiplicar 0.4 por el número que resulte de dividir el valor absoluto de la desviación estándar de los Precios Marginales Locales horarios en el Mercado de Tiempo Real en cada NodoP del Sistema Eléctrico Nacional de los últimos 90 días naturales entre el promedio de los Precios Marginales Locales horarios en el Mercado de Tiempo Real en cada NodoP del Sistema Eléctrico Nacional de los últimos 90 días naturales. DE son los días de exposición, que serán 17 días naturales. |
(ii) Para los Participantes del Mercado que tomen posiciones a través de Transacciones Virtuales, Transacciones Bilaterales Financieras en carácter de emisor o Transacciones de Exportación, se utilizará la fórmula siguiente:
| En donde: CPMCP es el valor de los cargos potenciales estimados para el Participante del Mercado respecto a su participación en el Mercado de Corto Plazo. PHPML es el promedio histórico del Precio Marginal Local en el Mercado de Tiempo Real de los NodosP donde ha programado transacciones, en los últimos 7 días naturales ($/MWh). Dicho promedio se calculará de forma ponderada de acuerdo con la cantidad de transacciones programadas en cada NodoP en el mismo periodo. TE es la transacción estimada de energía eléctrica (MWh/día), correspondiente al promedio de la cantidad de Transacciones Virtuales, Transacciones Bilaterales Financieras de energía eléctrica en carácter de emisor o Transacciones de exportación en cada NodoP durante los últimos 7 días naturales. PHSCr es el promedio histórico de los precios de reservas incluidas en el Mercado Eléctrico Mayorista tipo r en las Zonas de Reservas correspondientes a los NodosP donde ha programado transacciones, en cada hora de los últimos 7 días naturales ($/MWh). Dicho promedio se calculará de forma ponderada de acuerdo con los retiros físicos en sus Centros de Carga en el mismo periodo. VORr es el volumen estimado de obligación de reservas tipo r (MWh/día), correspondiente al promedio de la cantidad de Transacciones Virtuales, Transacciones Bilaterales Financieras en carácter de emisor o Transacciones de Exportación, en cada NodoP, durante los últimos 7 días naturales. Para tal efecto se considerarán tanto las transacciones para las reservas en cuestión como las obligaciones de reservas que se deriven de transacciones de energía. R es el conjunto de todos los tipos de reservas incluidas en el Mercado Eléctrico Mayorista. FV es el factor de volatilidad, que será igual a la suma de 1 y el resultado que se obtenga de multiplicar 0.4 por el número que resulte de dividir el valor absoluto de la desviación estándar de los Precios Marginales Locales horarios en el Mercado de Tiempo Real en cada NodoP del Sistema Eléctrico Nacional de los últimos 90 días naturales entre el promedio de los Precios Marginales Locales horarios en el Mercado de Tiempo Real en cada NodoP del Sistema Eléctrico Nacional de los últimos 90 días naturales. DE son los días de exposición, que serán 17 días naturales. |
(iii) Para Generadores e importadores, se utilizará la fórmula siguiente:
| En donde: CPMCP es el valor de los cargos potenciales estimados para cada Participante del Mercado respecto a su participación en el Mercado de Corto Plazo. PHPML es el promedio histórico del Precio Marginal Local en el Mercado de Tiempo Real de los NodoP correspondientes a sus Centrales Eléctricas, en los últimos 7 días naturales ($/MWh). Dicho promedio se calculará de forma ponderada de acuerdo con las ventas netas de energía eléctrica (sumando las ventas y restando las compras en el Mercado de Tiempo Real y en el Mercado del Día en Adelanto) en sus Centrales Eléctricas en el mismo periodo. VE es la venta estimada de energía eléctrica (MWh/día), correspondiente al promedio de la suma de las ventas de energía eléctrica en el Mercado de Tiempo Real y en el Mercado del Día en Adelanto en sus Centrales Eléctricas, durante los últimos 7 días naturales. PHSCr es el promedio histórico de los precios de reservas incluidas en el Mercado Eléctrico Mayorista tipo r en cada una de las Zonas de Reservas correspondientes a sus Centrales Eléctricas, en cada hora de los últimos 7 días naturales ($/MWh). Dicho promedio se calculará de forma ponderada de acuerdo con las ventas netas de energía eléctrica (sumando las ventas y restando las compras en el Mercado de Tiempo Real y en el Mercado del Día en Adelanto) en sus Centrales Eléctricas en el mismo periodo. VORr es el volumen estimado de obligación de reservas tipo r (MWh/día), correspondiente al promedio de las ventas netas de energía eléctrica en sus Centrales Eléctricas durante los últimos 7 días naturales. R es el conjunto de todos los tipos de reservas incluidas en el Mercado Eléctrico Mayorista. FV es el factor de volatilidad, que será igual a la suma de 1 y el resultado que se obtenga de multiplicar 0.4 por el número que resulte de dividir el valor absoluto de la desviación estándar de los Precios Marginales Locales horarios en el Mercado de Tiempo Real en cada NodoP del Sistema Eléctrico Nacional de los últimos 90 días naturales entre el promedio de los Precios Marginales Locales horarios en el Mercado de Tiempo Real en cada NodoP del Sistema Eléctrico Nacional de los últimos 90 días naturales. DE son los días de exposición, que serán 7 días naturales. |
(iv) En caso de que un Participante de Mercado realice las actividades consideradas en más de uno de los subincisos (i), (ii) y (iii) que anteceden, el valor total de los cargos potenciales estimados para dicho Participante del Mercado respecto a su participación en el Mercado de Corto Plazo será la suma de los valores calculados en dichos subincisos.
3.2.3 Mercado para el Balance de Potencia
(a) La estimación de cargos potenciales para cada Participante del Mercado respecto a su participación como comprador en el Mercado para el Balance de Potencia se calculará con base en valores de referencia, conforme a lo siguiente:
| CPMBP = máx (0, PMP * RNP)
En donde: CPMBP es el valor de los cargos potenciales estimados para cada Participante del Mercado respecto a su participación como comprador en el Mercado para el Balance de Potencia. PMP es el precio máximo de la Potencia, calculado con base en las Capacidades Entregadas de los Generadores en el año inmediato anterior, así como los valores esperados de la curva de demanda obligatoria y la curva de demanda de Potencia eficiente. Para efectos de la estimación de estas curvas, se incluirán todas las obligaciones de Potencia de las Entidades Responsables de Carga que resultaron del año anterior, bajo el supuesto de que ninguna de ellas se excluya del Mercado para el Balance de Potencia ($/MW-día). RNP es el requerimiento neto de Potencia del Participante del Mercado para el año anterior notificado por el CENACE (MW) de acuerdo con lo previsto en el Manual del Mercado para el Balance de Potencia. |
| Ejemplo del cálculo del PMP
Parámetros hipotéticos: · Precio de la tecnología de referencia: $1'000,000.00 (un millón de pesos 00/100 M.N.) por MW-año. · Transacciones Bilaterales de Potencia: 30,000 MW. · Cantidad "óptima" de Potencia: 50,000 MW (20,000 MW después de las transacciones bilaterales). · Cantidad "mínima" de Potencia: 48,000 MW (18,000 MW después de las transacciones bilaterales). · Capacidad entregada: 49,000 MW (19,000 MW después de las transacciones bilaterales). · Ingresos en el mercado spot de la tecnología de referencia: $300,000.00 (trescientos mil pesos 00/100 M.N.) por MW-año. En dicho ejemplo, el precio máximo del mercado de Potencia es de $1,200,000.00 por MW-año ($1'500,000.00 â $300,000.00). Cabe destacar que el precio de cierre del mercado de Potencia normalmente será por $1'500,000.00, calculado como máximo; sólo podrá ser menor si algunos Participantes del Mercado no presentan las garantías necesarias para incluir su demanda en el Mercado para el Balance de Potencia. En dicho caso, la curva de demanda del mercado excluirá los requerimientos de dicho Participante del Mercado, con lo cual el precio de equilibrio será menor al máximo. De conformidad con lo previsto en el Manual del Mercado para el Balance de Potencia, el CENACE notificará a los Participantes del Mercado, a través del Sistema de Información del Mercado, sus requerimientos netos de Potencia para el año inmediato anterior, al menos 10 días naturales antes de la fecha del cierre del Mercado para el Balance de Potencia. Los Participantes del Mercado que no cuenten con un Monto Garantizado de Pago suficiente para participar como comprador en el Mercado para el Balance de Potencia el día en que tenga lugar el cierre de dicho mercado no participarán en él y, cuando así corresponda, serán sancionados en los términos de la Ley por incumplir con sus requerimientos de Potencia. |
3.2.4 Mercado de Certificados de Energías Limpias
(a) La estimación de cargos potenciales para cada Participante del Mercado respecto a su participación en el Mercado de Certificados de Energías Limpias se calculará con base en precios históricos, según la fórmula siguiente:
| CPMCEL = PCEL * CCEL
En donde:
CPMCEL es el valor de los cargos potenciales estimados para cada Participante del Mercado respecto a su participación en el Mercado de Certificados de Energías Limpias. PCEL es el precio de equilibrio determinado por el CENACE en el Mercado de Certificados de Energías Limpias ($/CEL) en el mercado spot de Certificados de Energías Limpias inmediato anterior. El precio de referencia para el primer Mercado de Certificados de Energías Limpias será el valor que resulte de multiplicar por un factor de 0.9 el importe mínimo de la multa (por CEL) que deba aplicarse a quien no cumpla con sus obligaciones de Certificados de Energías Limpias. CCEL es la cantidad de Certificados de Energías Limpias que ofrezca comprar el Participante del Mercado. |
(b) El CENACE notificará a los Participantes del Mercado, a través del Sistema de Información del Mercado y con al menos 10 días naturales de anticipación, las fechas en que operará el siguiente mercado spot de Certificados de Energías Limpias, de acuerdo con el Manual de Prácticas del Mercado correspondiente.
(c) Las ofertas de compra de Certificados de Energías Limpias sólo serán aceptadas por el CENACE para el mercado spot de Certificados de Energías Limpias si el Participante del Mercado que las realice cuenta con un Monto Garantizado de Pago suficiente para cubrir la Responsabilidad Estimada Agregada que tendría al tomar en cuenta los cargos potenciales estimados para dichas ofertas conforme a lo previsto en este manual.
(d) Los Participantes del Mercado no requieren garantizar las ofertas de venta de Certificados de Energías Limpias, dado que será condición para realizar la oferta de venta contar con el mismo número de Certificados de Energías Limpias en el sistema de registro de Certificados de Energías Limpias operado por la Comisión Reguladora de Energía de acuerdo con el Manual de Prácticas del Mercado correspondiente.
3.2.5 Subastas de Mediano y Largo Plazo
(a) La estimación de cargos potenciales para cada Participante del Mercado respecto a su participación en las Subastas de Mediano y Largo Plazo corresponderá al valor de la garantía de seriedad que deban otorgar para participar en dichas subastas en los términos de los Manuales de Prácticas del Mercado correspondientes a las mismas, tomando en cuenta lo siguiente:
(i) una vez liberada la garantía de seriedad, los cargos potenciales estimados correspondientes dejarán de formar parte de la Responsabilidad Estimada Agregada del Participante del Mercado de que se trate;
(ii) el cumplimiento de las obligaciones que asuman los Participantes del Mercado en los contratos adjudicados a través de las Subastas de Mediano y Largo Plazo deberá garantizarse en los términos que prevean las bases o reglas correspondientes y el propio contrato; y,
(iii) las obligaciones que asuman los Participantes del Mercado en los contratos adjudicados a través de las Subastas de Mediano y Largo Plazo no formarán parte la Responsabilidad Estimada Agregada del Participante del Mercado, ya que la relación contractual resultante no será con el CENACE y, por la misma razón, el valor de los instrumentos de garantía otorgados para ese fin no formarán parte del Monto Garantizado de Pago de ese Participante del Mercado.
3.2.6 Subastas de Derechos Financieros de Transmisión
(a) La estimación de cargos potenciales para cada Participante del Mercado respecto a su participación en las Subastas de Derechos Financieros de Transmisión se basará en el valor total de las ofertas que realice en la subasta correspondiente más un margen de seguridad, conforme a la fórmula siguiente:
| CPSDFT = (ODFT * VE) + MS
En donde: CPSDFT es el valor de los cargos potenciales estimados para cada Participante del Mercado respecto a su participación en las Subastas de Derechos Financieros de Transmisión. ODFT es la cantidad de energía contemplada en la oferta que realiza el Participante del Mercado en la subasta para adquirir Derechos Financieros de Transmisión. Para dichos efectos, la cantidad de energía se expresa en MWh, y se calcula como el producto de la cantidad de DFT por el número de horas en el periodo de vigencia de dichos DFT. VE es el valor en riesgo de referencia para los Derechos Financieros de Transmisión, que será $250/MWh (doscientos cincuenta pesos 00/100 M.N. por MWh) MS es la cantidad de $5'000,000.00 (cinco millones de pesos 00/100 M.N.), que corresponde al margen de seguridad que se menciona en el Manual de Registro y Acreditación de Participantes del Mercado. |
(b) Una vez que el Participante del Mercado haya recibido la asignación de Derechos Financieros de Transmisión que resulte de la subasta, el cargo potencial estimado conforme a lo anterior dejará de formar parte de su Responsabilidad Estimada Agregada.
3.2.7 Tenencia de Derechos Financieros de Transmisión
(a) La estimación de cargos potenciales para cada Participante del Mercado respecto a los Derechos Financieros de Transmisión de los que sea titular se calculará con base en la fórmula siguiente:
| CPDFT = [DFT * máx(VE, VPADFT)] + MS
En donde: CPDFT es el valor de los cargos potenciales estimados para cada Participante del Mercado respecto a los Derechos Financieros de Transmisión de los que sea titular. DFT es la cantidad de energía contemplada en los Derechos Financieros de Transmisión de los que el Participante del Mercado sea titular. Para dichos efectos, la cantidad de energía se expresa en MWh, y se calcula como el producto de la cantidad de DFT por el número de horas en el periodo restante de vigencia de dichos DFT. VE es el valor en riesgo estándar para los Derechos Financieros de Transmisión, que será $250/MWh (doscientos cincuenta pesos 00/100 M.N. por MWh). VPADFT es el valor promedio histórico de la diferencia entre el Componente de Congestión del Precio Marginal Local en el nodo de destino y el Componente de Congestión del Precio Marginal Local en el nodo de origen del DFT durante los 14 días naturales previos, expresado en $/MWh, cuando dicho valor resulte en una obligación de pago para el Participante del Mercado. MS es la cantidad de $5'000,000.00 (cinco millones de pesos 00/100 M.N.), que corresponde al margen de seguridad que se menciona en el Manual de Registro y Acreditación de Participantes del Mercado. |
(b) Los Derechos Financieros de Transmisión Legados no se aplicarán al cálculo del CPDFT, dado que el Participante del Mercado tiene derecho a cancelarlos en cualquier momento.
(c) El primer día de operación del Mercado, el VPADFT será igual al VE y se calculará con la fórmula antes descrita hasta que el Mercado cuente con un año de operación.
3.2.8 Cargos por Transmisión, Distribución, Servicios Conexos no incluidos en el mercado y operación del sistema y del mercado
(a) La estimación de cargos potenciales para cada Participante del Mercado respecto a los servicios de Transmisión, Distribución y Servicios Conexos no incluidos en el mercado que requerirán las transacciones que realice en el Mercado Eléctrico Mayorista y a los cargos que deberá cubrir al CENACE por concepto de operación del sistema y del mercado se calculará con base en la fórmula siguiente:
| En donde CPTDO es el valor de los cargos potenciales estimados para cada Participante del Mercado respecto a servicios de Transmisión, Distribución, Servicios Conexos no incluidos en el mercado y operación del sistema y del mercado que deberá cubrir al CENACE. T es el conjunto de rubros de cobro por servicios de transmisión incluidos en las tarifas reguladas emitidas por la CRE. Por ejemplo, generación en tensión mayor a 220 kV, generación en tensión menor a 220 kV, consumo en tensión mayor a 220 kV, consumo en tensión menor a 220 kV. t es el índice para los rubros de cobro por servicios de transmisión incluidos en las tarifas reguladas emitidas por la CRE. Tarifat es el precio unitario para el rubro de cobro de transmisión t, en los términos de las tarifas reguladas emitidas por la CRE. CEt es el consumo estimado por el Participante del Mercado que corresponde al rubro de cobro de transmisión t. Para estos efectos, se utilizará el volumen promedio real de consumo en los 7 días naturales anteriores. D es el conjunto de rubros de cobro por servicios de distribución incluidos en las tarifas reguladas emitidas por la CRE. d es el índice para los rubros de cobro por servicios de distribución incluidos en las tarifas reguladas emitidas por la CRE. Tarifad es el precio unitario para el rubro de cobro de distribución d, en los términos de las tarifas reguladas emitidas por la CRE. CEd es el consumo estimado por el Participante del Mercado que corresponde al rubro de cobro de distribución d. Para estos efectos, se utilizará el volumen promedio real de consumo en los 7 días naturales anteriores. S es el conjunto de rubros de cobro por servicios conexos no incluidos en el mercado, incluidos en las tarifas reguladas emitidas por la CRE. Por ejemplo, soporte de voltaje, reservas reactivas y arranque de emergencia. s es el índice para los rubros de cobro por servicios conexos no incluidos en el mercado, incluidos en las tarifas reguladas emitidas por la CRE. Tarifas es el precio unitario para el rubro de cobro del servicio conexo no incluido en el mercado s, en los términos de las tarifas reguladas emitidas por la CRE. CEs es el consumo estimado por el Participante del Mercado que corresponde al rubro de cobro de servicios conexos no incluidos en el mercado s. Para estos efectos, se utilizará el volumen promedio real de consumo en los 7 días naturales anteriores. O es el conjunto de rubros de cobro por servicios de operación del sistema y del mercado incluidos en las tarifas reguladas emitidas por la CRE. o es el índice para los rubros de cobro por servicios de operación del sistema y del mercado incluidos en las tarifas reguladas emitidas por la CRE. Tarifao es el precio unitario para el rubro de cobro de operación del sistema y del mercado o, en los términos de las tarifas reguladas emitidas por la CRE. CEo es el consumo estimado por el Participante del Mercado que corresponde al rubro de cobro de operación del sistema y del mercado o. Para estos efectos, se utilizará el volumen promedio real de consumo en los 7 días naturales anteriores. DE son los días de exposición, que serán 17 días naturales. |
3.3 Margen Prudencial
3.3.1 El Margen Prudencial tiene por objeto asegurar que la Responsabilidad Estimada Agregada de cada Participante del Mercado corresponda al monto total de las cantidades de dinero que cada Participante del Mercado pueda llegar a deber al CENACE por su participación y por las transacciones que realice en el Mercado Eléctrico Mayorista, incluyendo los intereses, penas convencionales y otros costos o gastos en los que pudiera incurrir el CENACE para gestionar el pago correspondiente o para ejecutar las garantías en caso de incumplimiento. El Margen Prudencial incluye también el riesgo asociado con el proceso de re-liquidación que se menciona en el Manual de Estado de Cuenta, Facturación y Pagos.
3.3.2 El valor del Margen Prudencial (MP) para cada Participante del Mercado será el siguiente:
MP = 0.10.
3.4 Margen de Reducción
3.4.1 El Margen de Reducción tiene por objeto considerar el comportamiento histórico ejemplar y la solidez financiera que los Participantes del Mercado logren demostrar al CENACE, lo cual permitirá determinar que existe un menor riesgo de que dichos Participantes del Mercado incumplan con sus obligaciones de pago con el CENACE y, por ende, permitirá disminuir en los términos previstos en esta sección 3.4 el valor del Margen Prudencial a que se refiere la sección 3.3, así como el valor de los cargos potenciales estimados para las transacciones de energía y potencia a que se refieren las disposiciones 3.2.2 y 3.2.3.
3.4.2 El valor del Margen de Reducción para cada Participante del Mercado se calculará con base en la fórmula siguiente:
| MR = FCHE + FSF
En donde: MR es el valor del Margen de Reducción para cada Participante del Mercado. FCHE es el factor por comportamiento histórico ejemplar de ese Participante del Mercado respecto a sus pagos frente al CENACE, cuyo valor se determinará de conformidad con lo previsto en las disposiciones 3.4.3 y 3.4.4 siguientes. FSF es el factor por solidez financiera de ese Participante del Mercado, cuyo valor se determinará de conformidad con lo previsto en la disposición 3.4.5 siguiente. |
3.4.3 Para considerar que un Participante del Mercado tiene un comportamiento histórico ejemplar respecto a sus pagos frente al CENACE, será indispensable que el Participante del Mercado cumpla con cada uno de los requisitos siguientes:
(a) haya realizado operaciones en el Mercado Eléctrico Mayorista durante al menos doce meses;
(b) demuestre que no se ha atrasado en ninguna de sus obligaciones de pago ante el CENACE en los últimos doce meses; y,
(c) cumpla con alguno de los supuestos previstos en los subincisos (i) y (ii) siguientes:
(i) no haber incurrido en más de una ocasión en retraso en el pago de las facturas emitidas por el CENACE durante los últimos seis meses de operación; o,
(ii) que en su reporte del buró de crédito:
(A) en caso de ser persona moral, tanto el Participante de Mercado como los accionistas que tengan una participación mayor al 20% demuestren en su historial crediticio de los últimos 2 años que no cuentan con antecedentes de retraso de pago de sus adeudos por más de 3 meses, impago, quita o quebranto; y,
(B) en caso de ser persona física, demuestre en su historial crediticio de los últimos 2 años que no cuenta con antecedentes de retraso de pago por más de 3 meses,
impago, quita o quebranto.
3.4.4 El factor por comportamiento histórico ejemplar para cada Participante del Mercado respecto a sus pagos frente al CENACE corresponderá a lo siguiente:
| | FCHE |
| Cumple con lo previsto en (a), (b) y (c)
| 0.05
|
| Sólo cumple con lo previsto en (a) y (c)q
| 0.03
|
| Sólo cumple con lo previsto en (b) y (c)
| 0.02
|
| No cumple con lo previsto en (a), en (b) y (c)
| 0.00
|
El FCHE tendrá un valor de cero hasta que el Participante del Mercado tenga al menos un año de haber iniciado operaciones en el Mercado.
3.4.5 Para considerar que un Participante del Mercado tiene solidez financiera será indispensable que haya realizado operaciones en el Mercado Eléctrico Mayorista durante al menos un año y que no haya incurrido en más de una ocasión en algún retraso respecto al pago de cualquier factura emitida por el CENACE durante los últimos seis meses de operación. Para determinar el valor del factor por solidez financiera de cada Participante del Mercado se considerarán los dos escenarios siguientes:
(a) Para Participantes del Mercado que cuenten con calificaciones crediticias de calificadoras de valores autorizadas y supervisadas por la CNBV, se estará a lo previsto en los subincisos siguientes:
(i) Los índices o calificaciones que se utilizarán para evaluar al Participante del Mercado serán de largo plazo y no deberán incluir o considerar el beneficio o avales de crédito de terceras partes.
(ii) Los índices o calificaciones para financiamiento de proyectos o de bonos emitidos no se utilizarán para la evaluación del índice o calificación del Participante del Mercado, debido a que dichas calificaciones no miden la habilidad o capacidad del Participante del Mercado para cumplir con obligaciones distintas a los bonos que emitió.
(iii) Las calificadoras que se mencionan en la tabla contenida en la presente disposición, inciso (a), subinciso (viii), se utilizarán a menos que alguna de ellas quede excluida de la credibilidad pública de manera fehaciente y documentada. Asimismo, también se podrán considerar calificaciones equivalentes de otras agencias calificadoras que pudieran ser autorizadas y supervisadas por la CNBV en un futuro, siempre y cuando dicha calificadora cuente con al menos 3 años de historial documentado.
(iv) Si el índice o calificación de corto plazo tiene observaciones de posibles implicaciones negativas, el CENACE usará la calificación equivalente inmediata inferior de largo plazo para determinar el factor por solidez financiera. Por ejemplo, si el Participante del Mercado tiene un índice o calificación de corto plazo de Moody's igual a P1 y está bajo observación crediticia con implicaciones negativas, la calificación equivalente inmediata inferior de largo plazo que se utilizará para determinar el factor por solidez financiera será Baa1. Como los índices o calificaciones de largo plazo son más estables, no se toman en cuenta observaciones de posibles implicaciones negativas hasta que un cambio de calificación se concrete.
(v) Los reportes de índices o calificaciones que emiten las agencias, particularmente calificaciones crediticias, se revisarán y actualizarán en forma anual para aquellos Participantes del Mercado a quienes el CENACE haya otorgado un factor por solidez financiera superior a cero, y se revisarán en cualquier momento si el CENACE quisiera verificar la salud financiera o la calificación crediticia del Participante del Mercado.
(vi) El CENACE podrá revisar las calificaciones emitidas por cualquiera de las diferentes agencias en caso de que existiera un aviso o notificación de cualquiera de las agencias calificadoras de haber degradado la calificación del Participante del Mercado. En caso de que hubiese calificaciones distintas entre dos o más calificadoras para el mismo
Participante del Mercado, el CENACE utilizará la calificación más baja de todas.
(vii) El factor por solidez financiera para cada Participante del Mercado referente a una calificación crediticia corresponderá a lo siguiente:
(viii) La tabla que se presenta en el inciso anterior refleja, al momento en que se elabora el presente manual, el contenido del anexo 1-B "Mapeo de Calificaciones y Grados de Riesgo a Largo Plazo" de la Circular Única de Bancos que emite la Comisión Nacional Bancaria y de Valores (CNBV). El CENACE actualizará el contenido de la tabla, sin necesidad de modificar el presente manual, en caso de que el citado Anexo 1-B se modifique.
(b) Para Participantes del Mercado que no cuenten con calificación crediticia en los términos del inciso anterior u opten por no utilizarla para esos efectos, se estará a lo previsto en los subincisos siguientes:
(i) Los Participantes del Mercado interesados deberán entregar al CENACE la siguiente documentación:
(A) Las personas físicas o empresas constituidas con más de dos años de actividad: copia certificada de los estados financieros dictaminados y/o auditados de los dos últimos ejercicios fiscales. En caso de que el Participante del Mercado entregue los estados financieros dictaminados en fecha posterior al mes de marzo, deberá entregar también copia certificada del ejercicio en curso con corte al trimestre que corresponda, incluyendo el balance general, el estado de resultados, el estado de flujos de efectivo y las notas de los estados financieros.
(B) Las personas físicas o empresas constituidas con más de un año pero que no completen los dos años en actividades: copia certificada del estado financiero dictaminado y/o auditado del último ejercicio fiscal. En caso de que el Participante del Mercado entregue los estados financieros dictaminados en fecha posterior al mes de marzo, deberá entregar también copia certificada del ejercicio en curso con corte al trimestre que corresponda, incluyendo el balance general, el estado de
resultados, el estado de flujos de efectivo y las notas de los estados financieros.
(ii) El CENACE evaluará los estados financieros de la siguiente manera:
(A) Para el caso de las personas físicas o empresas constituidas con más de dos años de actividad:
(I) En caso de que se cuente con el estado financiero del ejercicio en curso: El CENACE evaluará el estado financiero dictaminado del último ejercicio fiscal y el estado financiero del ejercicio en curso y tomará el ejercicio que arroje las calificaciones menores en las razones financieras que se calificarán para determinar el factor por solidez financiera conforme al subinciso siguiente.
(II) En caso de que no se cuente con el estado financiero del ejercicio en curso: El CENACE evaluará los estados financieros dictaminados de los últimos dos ejercicios fiscales y tomará el ejercicio fiscal que arroje las calificaciones menores en las razones financieras que se calificarán para determinar el factor por solidez financiera conforme al subinciso siguiente.
(B) Para el caso de las personas físicas o empresas constituidas con más de un año pero que no completen los dos años de actividades:
(I) En caso de que se cuente con el estado financiero del ejercicio en curso: El CENACE evaluará el estado financiero dictaminado del último ejercicio fiscal y el estado financiero del ejercicio en curso y tomará el ejercicio que arroje las calificaciones menores en las razones financieras que se calificarán para determinar el factor por solidez financiera conforme al subinciso siguiente.
(II) En caso de que no se cuente con el estado financiero del ejercicio en curso: El CENACE evaluará el estado financiero dictaminado del último ejercicio fiscal para determinar el factor por solidez financiera conforme al subinciso siguiente.
(iii) El factor por solidez financiera para cada Participante del Mercado corresponderá a la suma de los factores correspondientes a cada una de las razones financieras, de acuerdo con la tabla siguiente:
| Razón
financiera
| Forma de cálculo
| Valor mínimo
aceptado
| Factor de solidez
financiera
|
| 1
| Fondos de Operaciones / Deuda Total
| 68% +
| 0.0375
|
| 50-68%
| 0.0325
|
| 24-50%
| 0.0225
|
| 13-24%
| 0.0150
|
| 2
| Deuda Total / EBITDA
| <1.25
| 0.0375
|
| 1.25-1.75
| 0.0325
|
| 1.75-3
| 0.0225
|
| 3-4.5
| 0.0150
|
| 3
| Deuda Total /Deuda y Capital
| <25%
| 0.0375
|
| 25-35%
| 0.0325
|
| 35-47.5%
| 0.0225
|
| 47.5-60%
| 0.0150
|
| 4
| EBITDA/ Pago de Intereses
| 20+
| 0.0375
|
| 14-20
| 0.0325
|
| 7-14
| 0.0225
|
| 2.75-7
| 0.0150
|
3.4.6 El valor del Margen de Reducción multiplicado por el término CPEP correspondiente al valor de los cargos potenciales estimados conforme a la sección 3.2 para las transacciones que realice en el Mercado de Corto Plazo y en el Mercado para el Balance de Potencia para cada Participante del Mercado no podrá exceder ninguno de los límites siguientes:
(a) 30% del valor neto tangible del Participante del Mercado de que se trate;
(b) 25% del capital contable de dicho Participante del Mercado; o,
(c) $200'000,000.00 (doscientos millones de pesos 00/100 M.N.).
| Ejemplo para calcular el Margen de Reducción para Participantes del Mercado que no cuenten
con calificación crediticia
El ejemplo se trata de un Comercializador no Suministrador que no cuenta con calificación crediticia. El Comercializador no Suministrador cuenta con el siguiente Balance General. Balance General al: 31 de diciembre de 2015
(miles de pesos mexicanos)
| ACTIVOS | | | PASIVO PASIVO CIRCULANTE: | | | ACTIVO CIRCULANTE:
| | | Provisiones
| $221,500
| | Activos mantenidos para la
enajenación
| $ ------------ | | Provisiones para pensiones y
obligaciones similares
| $1,500
| | Inventarios
| $2'230,000
| | Otras provisiones
| $ 220,000
| | Deudores diversos y otras
cuentas a cobrar corrientes
| $5'269,700
| | Deuda financiera
| $5'925,000
| | Inversiones financieras
corrientes
| $1'704,500
| | Deuda financiera - préstamos
y otros
| $5'100,000
| | Efectivo y otros medios
equivalentes
| $1'800,000
| | Instrumentos financieros
derivados
| $825,000
| | | | | Acreedores comerciales y otras
cuentas a pagar
| $8'730,000
| | Total Activo Circulante
| $11'004,200
| | Acreedores diversos
| $5'900,000
| | | | | Impuestos por pagar
| $430,000
| | | | | Otras cuentas a pagar a
Administraciones Públicas
| $1'000,000
| | ACTIVO FIJO:
| | | Otros pasivos corrientes
| $1'400,000
| | Activo intangible
| $17'100,000
| | Total Pasivo Circulante
| $14'876,500
| | Inversiones Inmobiliarias
| $480,000
| | | | | Equipo de Transporte
| $300,000
| | | | | Propiedad, planta y equipo
| $54'800,000
| | PASIVO FIJO: | | | Inversiones financieras no
circulantes
| $4'485,000
| | | | |
| | Deudores comerciales y otras
cuentas a cobrar no
circulantes
| $38,300
| | Ingresos diferidos
| $6'100,000
| | Impuestos diferidos activos
| $5'800,000
| | Provisiones
| $4'850,000
| | | | | Provisiones para pensiones y
obligaciones similares
| $1'950,000
| | Total Activo Fijo | $83'003,300 | | Otras provisiones
| $2'900,000
| | | | | Deuda financiera
| $25'301,000
| |
| y otros
| $24'851,000
| | | | | Instrumentos financieros
derivados
| $450,000
| | | | | Otras cuentas a pagar no
corrientes
| $610,000
| | | | | Impuestos diferidos pasivos | $9'370,000
| | | | | | | | | | | Total Pasivo Fijo | $46'231,000
| | | | | | | | | | TOTAL PASIVO | $61'107,500
| | | | | CAPITAL CONTABLE | | | | | | Capital suscrito
| $4'700,000
| | | | | Reserva por revaluación de
activos y pasivos no realizados
| -$320,000
| | | | | Otras reservas
| $28'190,000
| | | | | Acciones propias en cartera
| -$820,000
| | | | | Diferencias de conversión
| -$1'500,000
| | | Resultado neto del ejercicio
| $2'100,000
| | | | | Obligaciones perpetuas
subordinadas
| $550,000
| | | | | TOTAL CAPITAL CONTABLE | $32'900,000
| | | | | Obligaciones perpetuas subordinadas PATRIMONIO NETO: | $ 550,000
$32'350,000
| El Comercializador no Suministrador cuenta con el siguiente Estado de Resultados. Estado de Resultados al: 31 de diciembre de 2015
(miles de pesos mexicanos)
| Ventas | $31'000,000
| | Costo de Ventas | - $17'000,000
| | Utilidad Bruta | $14'000,000
| | | | | Gastos de personal | - $2'320,000
| | Gastos de personal capitalizados | $458,000
| | Servicios exteriores | - $2'160,000
| | Otros ingresos de explotación | $387,100
| | | - $3'634,900
| | Impuestos sobre activos | - $1'581,200
| | Utilidad de Operación | $8'783,900
| | | | | Amortizaciones y provisiones | - $3'023,000
| |
| | | | Beneficio de Explotación | $5'760,900
| | | | |
| Ingreso financiero | $893,000
| | Gasto financiero | -$2'016,000
| | Beneficios en enajenación de activos fijos | $255,000
| | Pérdidas en enajenación de activos fijos | -$7,200
| | | | | Utilidad antes de Impuestos | $5'020,700
| | | | | ISR | - $837,000
| | | | | Utilidad Neta del Ejercicio | $4'183,700
| Con los resultados financieros, calculamos el factor de solidez financiera. |
3.4.7 Corresponderá a cada Participante del Mercado acreditar ante el CENACE que cumple con los requisitos señalados en esta sección, para que su Margen de Reducción pueda ser mayor a cero.
3.4.8 El Participante del Mercado deberá solicitar al CENACE que le indique su Margen de Reducción. La solicitud deberá presentarse en escrito libre al que adjunte la documentación siguiente:
(a) Reporte original del buró de crédito que se menciona en la disposición 3.4.3 (b), y;
(b) Reporte original de las agencias calificadoras que se mencionan en la disposición 3.4.5 (a) (vii). En caso de no contar con el reporte, deberá presentar la documentación que se menciona en la disposición 3.4.5 (b).
3.4.9 El CENACE contará con un plazo de cinco días hábiles contados a partir de la fecha en que haya sido presentada la documentación correspondiente para revisar dicha documentación y, en su
caso, notificar al interesado el valor de su Margen de Reducción y los factores utilizados para su cálculo.
3.4.10 En caso de que la información esté incompleta, el CENACE, dentro del plazo señalado en el numeral anterior, deberá solicitar al Participante de Mercado que presente información complementaria, y éste deberá presentarla dentro de los cinco días hábiles siguientes a que le fuera requerida. Si el Participante del Mercado no entrega la información solicitada por el CENACE, el trámite se desechará, sin perjuicio de que pueda volver a presentarlo.
3.4.11 El CENACE, en un lapso que no exceda de cinco días hábiles siguientes a que reciba la información señalada en la disposición 3.4.10 anterior, notificará al Participante del Mercado el valor de su Margen de Reducción y los factores utilizados para su cálculo.
3.4.12 Corresponderá al CENACE verificar que ese Participante del Mercado cumpla en todo momento con los requisitos correspondientes al Margen de Reducción y, en su caso, el CENACE realizará cualquier ajuste necesario y lo hará del conocimiento del Participante del Mercado junto con las razones y el nuevo valor de los factores utilizados para dicho ajuste. Cuando el ajuste del valor del Margen de Reducción sea a la baja, el nuevo valor se utilizará una vez que hayan transcurrido siete días naturales posteriores a la notificación correspondiente. La verificación que realice el CENACE podrá llevarse a cabo en cualquier momento, no obstante, el CENACE estará obligado a realizarla dentro de los cinco días hábiles siguientes a que tenga conocimiento de que el Participante de Mercado se ubica en alguno de esos supuestos:
(a) si existiera aviso o notificación de cualquiera de las agencias calificadoras de haber degradado la calificación del Participante del Mercado;
(b) si una agencia calificadora coloca al Participante del Mercado en la lista de crédito negativo y esto es del conocimiento del CENACE;
(c) si el CENACE tiene noticia de algún procedimiento administrativo o judicial que pudiera afectar significativamente y de forma adversa sus resultados financieros, incluyendo declaraciones de concurso mercantil o quiebra;
(d) por insolvencia del Participante del Mercado ya sea en el Mercado Eléctrico Mayorista mexicano o en cualquier otro mercado eléctrico internacional;
(e) por quiebra del Participante del Mercado ya sea en el Mercado Eléctrico Mayorista mexicano o de alguna de sus filiales internacionales en cualquier otro mercado eléctrico internacional; o,
(f) si existiera cualquier cambio en el valor neto tangible que pudiera producir un cambio en la valoración aquí establecida con los criterios estipulados en el presente manual.
A partir de la revisión previa, una vez cada dos años, como parte del proceso de verificación de los Participantes del Mercado.
| Ejemplo del cálculo de la REA
Supóngase que existe una Entidad Responsable de Carga con las siguientes características: Nota 1: Todas las unidades monetarias están en pesos Nota 2: La forma de las tarifas ha sido simplificada para fines de este ejemplo · Nueve meses participando en el mercado · Calificación de crédito: BBB emitida por Fitch · Patrimonio neto tangible: $450,000,000 · Capital contable: $500,000,000 · Compras de energía promedio por hora: 200 MW en los puntos de entrega del Mercado Eléctrico Mayorista · Energía promedio entregada del Sistema Nacional de Transmisión para las compras de energía a que se refiere en inciso anterior (compras de energía en subestaciones de transmisión, más las compra en subestaciones de distribución multiplicada por uno más las pérdidas autorizadas en la parte correspondiente de la Red Nacional de Distribución): 210 MW, de la cual: |
| o 60 MW se entregó en alta tensión o 150 MW se entregó en media tensión o 30 MW utilizó la red de distribución para usuarios finales domésticos con consumo menor o igual a 150 kWh/mes o 20 MW utilizó la red de distribución para usuarios finales domésticos con consumo mayor a 150 kWh/mes o 40 MW utilizó la red de distribución para usuarios finales en baja tensión con demanda máxima menor o igual a 25 kW o Hubo demanda máxima de 25 MW para usuarios finales en baja tensión con demanda máxima menor o igual a 25 kW o Hubo demanda máxima de 35 MW para usuarios finales en baja tensión con demanda máxima mayor a 25 kW · No tiene Transacciones Virtuales, Transacciones Bilaterales Financieras en carácter de emisor, Transacciones de Exportación, Generación o Transacciones de Importación. · Ofrece comprar 10,000 Certificados de Energía Limpia (CCEL) · No tiene actividad en las subastas de largo y mediano plazo, ni en las subastas de DFT. · DFTs correspondientes a 50,000 MWh · Requerimiento Neto de Potencia a incluirse en el Mercado de Balance de Potencia (RNP): 40 MW · Valor total de las obligaciones de pago a cargo del Participante del Mercado (OPPM): $90'000,000 · Valor total de las obligaciones de pago, a cargo del CENACE y en favor del Participante del Mercado (OPC): $5'000,000 Se encuentra con los siguientes parámetros: · Precio histórico (7 días) de la energía (PHPML): $850/MWh · Precio de histórico (7 días) reservas de regulación: $300/MWh · Precio de histórico (7 días) reservas rodantes: $100/MWh · Precio de histórico (7 días) reservas no rodantes: $20/MWh · Requisito de reservas de regulación: 1% · Requisito de reservas rodantes: 3% · Requisito de reservas no rodantes: 2% · Factor de volatilidad (FV): 1.3 · Precio máximo de la potencia en el Mercado para balances de potencia (PMP): $1,700/kW-año o $1,700,000 por MW-año · Precio de CEL en el año anterior (PCEL): $90 pesos por certificado · Valor de los DFTs (VPADFT): $85/MWh · Tarifat1 en un primer rubro basado en los retiros de energía de la red de transmisión a tensiones de 220kV o mayor = $62.5/ MWh · Tarifat2 en un segundo rubro basado en los retiros de energía de la red de transmisión a tensiones menores a 220kV = $142.4/ MWh · Tarifad1 en un primer rubro basado en los retiros de energía de la red de transmisión para usuarios finales domésticos con consumo menor o igual a 150 kWh/mes = $620/ MWh · Tarifad2 en un segundo rubro basado en los retiros de energía de la red de transmisión para usuarios finales domésticos con consumo mayor a 150 kWh/mes = $710/ MWh · Tarifad3 en un tercer rubro basado en los retiros de energía de la red de transmisión para usuarios finales en baja tensión con demanda máxima menor o igual a 25 kW =$570/ MWh |
| · Tarifad3 en un tercer rubro basado en los retiros de energía de la red de transmisión para usuarios finales en baja tensión con demanda máxima menor o igual a 25 kW =$570/ MWh · Tarifad4 en un cuarto rubro basado en la demanda máxima de energía para usuarios finales en baja tensión con demanda máxima menor o igual a 25 kW = $164,200/ MW-mes |
| · Tarifad5 en un quinto rubro basado en la demanda máxima de energía para usuarios finales en media tensión = $76,400/ MW-mes · Tarifas1 en un solo rubro basado en el consumo de energía = $17/MWh · Tarifao1 en un solo rubro basado en el consumo de energía = $40/ MWh Además, por definición tenemos que: · el valor en riesgo estándar para los Derechos Financieros de Transmisión (VE) es de $250/MWh (doscientos cincuenta pesos 00/100 M.N. por MWh) · son 17 días de exposición (DE) · el margen prudencial (MP) es de 0.10 · el margen de seguridad es de $ 5'000,000.00 1. Cargos Potenciales en los Mercados de Corto Plazo CE = 200MW * 24 horas = 4,800 MWh/día CPMCP = ($850 * 4,800 + 30,720) * 1.3 * 17 = $90'846,912 2. Cargos Potenciales en los Mercados para el Balance de Potencia CPMBP = máx (0, PMP * RNP)
CPMBP = máx (0, 1,700,000 * 40) = $68'000,000 3. Cargos Potenciales en el Mercado de Certificados de Energías Limpias CPMCEL = PCEL * CCEL
CPMCEL = $90 * 10,000 = $900,000 4. Cargos Potenciales por su participación en las Subastas de Mediano y Largo Plazo son iguales a 0, pues no participa en estas subastas. 5. Cargos Potenciales por su participación en las Subastas de Derechos Financieros de Transmisión son iguales a 0, pues no participa en estas subastas. 6. Cargos Potenciales por la Tenencia de Derechos Financieros de Transmisión CPDFT = [DFT * máx(VE, VPADFT)] + MS
CPDFT = [50,000 * max($250, $85)]+ $5'000,000= $17'500,000 7. Cargos Potenciales âTransmisión, Distribución, Servicios Conexos no incluidos en el mercado [Nota: la forma de las tarifas ha sido simplificado para fines de ilustración.]
Tarifat1 = $62.5/ MWh CEt1 = 1440MWh, (60 MW * 24) Tarifat2 = $142.4/ MWh CEt2 = 3600MWh, (150 MW * 24) Tarifad1= $620/ MWh CEd1 = 720 MWh (30 MW * 24) Tarifad2= $710/ MWh CEd2 = 480 MWh (20 MW * 24) Tarifad3= $570/ MWh CEd4 = 960 MWh (40 MW * 24) |
| CEd4 = 960 MWh (40 MW * 24) Tarifad4= $5,473.33/ MW-día ($164,200 /MW-mes /30) CEd4 = 25 MW Tarifad5= $2,546.67/ MW-día ($76,400 /MW-mes /30) CEd5 = 35 MW Tarifas = $17/MWh CEs = 4,800 MWh, suponiendo que la base de esta tarifa es la cantidad de energía comprada por la ERC al Mercado Eléctrico Mayorista |
| Tarifao = $40/ MWh CEo= 4,800 MWh, suponiendo que la base de esta tarifa es la cantidad de energía comprada por la ERC al Mercado Eléctrico Mayorista CPTDO = ($62.5 * 1,440 + $142.4 * 3,600 + $620 * 720 + $710 * 480 + $570 * 960 + $5473.33 * 25 + $2,546.67 * 35 + $17 * 4,800 + 40 * 4,80) * 17 = $41,422,314 8. Margen de Reducción MR = FCHE + FSF
FCHE= 0, ya que lleva menos de 1 año participando en el MEM FSF= 0.06, correspondiente a la calificación BBB MR= 0 + 0.06 = 0.06 9. Pasivos Conocidos PC = OPPM - OPC
PC = $90'000,000 - $5'000,000 = $85'000,000
10. Total de Cargos Potenciales en el Mercado Eléctrico Mayorista CPMEM = CPMCP + CPMBP + CPMCEL + CPSMLP + CPSDFT + CPDFT + CPTDO
CPMCP = $90'846,912 CPMBP = $68'000,000 CPMCEL = $ 900,000 CPSMLP= $0 CPSDFT = $0 CPDFT = $17 ´500,000 CPTDO = $41'422,314 CPMEM = $90'846,912 + $68'000,000 + $900,000 + $0 + $0 + $17'500,000 + $37'818,858 CPMEM = $218'669,226 11. Total de Pasivos Potenciales Estimados PPE = CPMEM + MP * (PC + CPMEM) â (MR*CPEP), donde CPEP = CPMCP + CPMBP
PPE = $218'669,226 + 0.10($85'000,000 + $218'669,226) â (0.06($90'846,912+ $68'000,000)) PPE = $239'505,334 Además, se requiere confirmar que el valor del Margen de Reducción multiplicado por el término CPEP correspondiente al valor de los cargos potenciales estimados conforme a la sección 3.2 para las transacciones que realice en el Mercado de Corto Plazo y en el Mercado para el Balance de Potencia para cada Participante del Mercado no exceda ninguno de los límites establecidos en la disposición 3.4.5, a saber: : · 30% del valor neto tangible del Participante del Mercado de que se trate; · 25% del capital contable de dicho Participante del Mercado; o, · $200'000,000.00 (doscientos millones de pesos 00/100 M.N.). Valor del Margen de Reducción por el CPEP= 0.06 * $158,846,912 = $9,530,815 Patrimonio neto tangible = $450'000,000 * 30% = $135'000,000 Capital = $500'000,000 * 25% = $125'000,000 Confirmamos que los límites no se han excedido. 12. Responsabilidad Estimada Agregada REA = PC + PPE
REA = $85'000,000 + $239'505,334 = $324'505,334 |
3.5 Margen de Reducción para Suministradores de Servicios Básicos
3.5.1 El valor del Margen de Reducción para Suministradores de Servicio Básico se calculará con base en la fórmula siguiente:
| MR = FSF
En donde: MR es el valor del Margen de Reducción aplicable al Suministrador de Servicios Básicos. FSF es el factor por solidez financiera que corresponda al Suministrador de Servicios Básicos, cuyo valor se determinará de conformidad con la disposición 3.5.2, incisos (a) o (b), según corresponda. |
3.5.2 Para que al Suministrador de Servicios Básicos le sea aplicable el Margen de Reducción deberá cumplir con todos y cada uno de los requisitos siguientes:
(a) Deberá acreditar, con los instrumentos jurídicos que corresponda, que su empresa tenedora se ha constituido como obligada solidaria de las obligaciones del Suministrador de Servicios Básicos frente al CENACE. Esto implica que la empresa tenedora deberá:
(i) Contener en su objeto social la facultad de constituirse en obligado solidario para garantizar obligaciones de terceros;
(ii) Contar con las autorizaciones corporativas necesarias para constituirse en obligado solidario; y,
(iii) Constituirse en obligado solidario a través de su representante legal con facultades suficientes, de todas y cada una de las obligaciones del Suministrador de Servicios Básicos frente al CENACE conforme a la legislación aplicable.
(b) La empresa tenedora del Suministrador de Servicios Básicos deberá contar forzosamente con calificaciones crediticias de Calificadoras de Valores autorizadas y supervisadas por la CNBV para que se le otorgue el factor por solidez financiera, y estará sujeta a lo previsto en los subincisos siguientes:
(i) El CENACE aplicará para el presente apartado los mismos criterios que se mencionan en las disposiciones 3.4.5(a), subincisos (i) al (vi) y (viii), para evaluar los índices o calificaciones que emitan las agencias calificadoras.
(ii) El factor por solidez financiera que se otorgará al Suministrador de Servicios Básicos corresponderá a lo siguiente:
3.5.3 El valor del Margen de Reducción multiplicado por el término CPEP correspondiente al valor de los cargos potenciales estimados conforme a la sección 3.2 para las transacciones que realice en el Mercado de Corto Plazo y en el Mercado para el Balance de Potencia para cada Suministrador de Servicios Básicos no podrá exceder ninguno de los límites siguientes:
(a) 30% del valor neto tangible del Participante del Mercado de que se trate;
(b) 25% del capital contable de dicho Participante del Mercado; o,
(c) $10,000'000,000.00 (diez mil millones de pesos 00/100 M.N.).
3.5.4 Corresponderá al Suministrador de Servicios Básicos solicitar y acreditar ante el CENACE que cumple con los requisitos señalados en esta sección para que su Margen de Reducción pueda ser mayor a cero.
3.5.5 El CENACE contará con un plazo de cinco días hábiles contados a partir de la fecha en que haya sido presentada la documentación correspondiente para revisar dicha documentación y, en su caso, notificar al interesado el valor de su Margen de Reducción y los factores utilizados para su cálculo.
3.5.6 En caso de que la información esté incompleta, el CENACE, dentro del plazo señalado en el numeral anterior, deberá solicitar al Participante de Mercado que presente información complementaria, y éste deberá presentarla dentro de los cinco días hábiles siguientes a que le fuera requerida. Si el Participante del Mercado no entrega la información solicitada por el CENACE, el trámite se desechará, sin perjuicio de que el Participante del Mercado pueda volver a presentarlo.
3.5.7 En caso de que el Margen de Reducción del Suministrador de Servicios Básicos deba ser mayor a cero, el CENACE, en un lapso que no exceda de cinco días hábiles siguientes a que reciba la información señalada en la disposición 3.5.6, notificará al Participante del Mercado el valor de su Margen de Reducción y los factores utilizados para su cálculo.
3.5.8 Corresponderá al CENACE verificar que el Suministrador de Servicios Básicos cumpla en todo momento con los requisitos correspondientes y, en su caso, el CENACE realizará cualquier ajuste necesario haciéndolo de su conocimiento junto con las razones y el nuevo valor de los factores utilizados para el ajuste. Cuando el ajuste del valor del Margen de Reducción sea a la baja, el nuevo valor será utilizado una vez que hayan transcurrido siete días naturales de la notificación correspondiente. La verificación que realice el CENACE en los términos de esta disposición podrá realizarse en cualquier momento, no obstante, el CENACE estará obligado a realizarla dentro de los cinco días hábiles siguientes a que tenga conocimiento de que el Suministrador de Servicios Básicos se ubica en alguno de esos supuestos:
(a) si existiera aviso o notificación de cualquiera de las agencias calificadoras de haber degradado la calificación de la empresa tenedora del Suministrador de Servicios Básicos;
(b) si una agencia calificadora coloca a la empresa tenedora del Suministrador de Servicios Básicos en la lista de crédito negativo y esto es del conocimiento del CENACE;
(c) si el CENACE tiene noticia de algún procedimiento administrativo o judicial que pudiera afectar significativamente y de forma adversa sus resultados financieros, incluyendo declaraciones de concurso mercantil o quiebra;
(d) por quiebra de la empresa tenedora del Suministrador de Servicios Básicos o del propio Suministrador de Servicios Básicos, ya sea en el Mercado Eléctrico Mayorista mexicano o de alguna de sus filiales en cualquier otro mercado eléctrico internacional; o bien,
(e) por cambios en el valor neto tangible o algún otro que pudiera producir un cambio en la valoración aquí establecida con base en los criterios estipulados en el presente manual.
(f) Máximo una vez al año, como parte del proceso de supervisión de los Participantes del Mercado.
CAPÍTULO 4
Monto Garantizado de Pago e Instrumentos de Garantía
4.1 Instrumentos de garantía aceptados y requisitos de forma
4.1.1 Los Participantes del Mercado podrán garantizar el cumplimiento de las obligaciones que asuman frente al CENACE respecto a su participación y a las transacciones que realicen en el Mercado Eléctrico Mayorista a través de los instrumentos siguientes:
(a) carta de crédito conforme a lo señalado en la sección 4.1.2;
(b) instrumentos financieros de bajo riesgo crediticio y de mercado conforme a las resoluciones del Comité de Riesgos, Garantías e Inversiones. Durante los seis primeros meses de operación del mercado se recibirán exclusivamente los instrumentos señalados en la sección 4.1.3;
(c) depósito de fondos; y,
(d) aval del Gobierno Federal conforme a lo señalado en la sección 4.1.4.
4.1.2 Las cartas de crédito deberán otorgarse necesariamente conforme al formato contenido en el Anexo 1 de este manual y ser expedidas por las instituciones bancarias que tengan la aceptación del CENACE. El CENACE mantendrá en su página de internet la lista de instituciones que cumplan con ese requisito.
Aquellos Participantes del Mercado que tengan relación de negocios con instituciones bancarias en el extranjero deberán solicitar a dichas instituciones que utilicen sus bancos corresponsables en México para la emisión de las cartas de crédito, ya que solamente se aceptarán cartas de crédito conforme al formato contenido en el Anexo 1 que hayan sido emitidas por bancos domiciliados en la República Mexicana.
4.1.3 Instrumentos financieros gubernamentales que incluyen, de manera 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. El CENACE revisará la liquidez y concentración de los instrumentos para establecer límites prudenciales que conserven los objetivos no sólo de calidad crediticia sino de facilidad de ejecución de este tipo de garantías. El Participante del Mercado deberá depositarlos ante el CENACE para garantizar el cumplimiento de las obligaciones que asuma en el Mercado Eléctrico Mayorista. Dichos instrumentos deberán ser cedidos, endosados o transmitidos al CENACE de forma tal que permita su ejecución expedita en cumplimiento de la legislación aplicable, atendiendo a las características y a la naturaleza jurídica del instrumento financiero de que se trate.
4.1.4 El aval del Gobierno Federal sólo podrá ser utilizado para garantizar las obligaciones que asuman frente al CENACE los Suministradores de Servicios Básicos.
4.1.5 El CENACE revisará los instrumentos mencionados en la disposición 4.1.2 dentro de un plazo máximo de dos días hábiles, y los instrumentos mencionados en la disposición 4.1.3, dentro de un plazo de un día hábil. Tales plazos comenzarán a partir del día hábil siguiente a aquél en que los Participantes del Mercado presenten tales instrumentos para revisarlos e informarle al Participante del Mercado si éstos cumplen con los criterios que menciona este manual.
4.1.6 En caso de que los instrumentos no se apeguen a los criterios establecidos en este manual, el CENACE lo notificará al Participante del Mercado, dentro del plazo señalado en la disposición 4.1.5 anterior, para que éste los presente nuevamente dentro de un plazo que no exceda 20 días hábiles posteriores al día en que fue notificado. Una vez que presente tales instrumentos, se procederá conforme se menciona en la disposición anterior.
4.1.7 Será obligación de cada Participante del Mercado mantener el Monto Garantizado de Pago en un nivel equivalente al mayor entre (i) el valor mínimo de la Garantía de Cumplimiento Básica y (ii) la Responsabilidad Estimada Agregada, de conformidad con lo previsto en el Manual de Registro y Acreditación de Participantes del Mercado. No hacerlo será considerado como un incumplimiento grave de las Reglas del Mercado para efectos de lo previsto en los artículos 102 y 108, fracción XXVII, de la Ley, por lo que el CENACE procederá a restringir o suspender la participación en el Mercado Eléctrico Mayorista del Participante del Mercado de que se trate y, si éste es un Usuario Calificado, también instruirá la suspensión de su servicio.
4.2 Reglas para la ampliación, reducción y devolución o cancelación de garantías
4.2.1 Los Participantes del Mercado podrán ampliar el valor de su Monto Garantizado de Pago en cualquier momento, presentando al CENACE nuevos instrumentos de garantía o ampliando el valor de los ya presentados, siempre y cuando éstos cumplan con lo previsto en la sección 4.1.
4.2.2 Los Participantes del Mercado podrán reducir el valor de su Monto Garantizado de Pago en cualquier momento, para lo cual solicitarán al CENACE la devolución o cancelación del o de los instrumentos de garantía presentados, mismos que serán devueltos o cancelados, según corresponda, en un plazo máximo de catorce días hábiles, siempre y cuando el valor del Monto Garantizado de Pago continúe siendo igual o superior a su Responsabilidad Estimada Agregada y al valor mínimo de la Garantía de Cumplimiento Básica.
4.2.3 La devolución de los fondos depositados en la cuenta correspondiente del CENACE incluirá los rendimientos que los mismos hayan generado.
4.2.4 La devolución de los instrumentos financieros entregados como garantías al CENACE incluirán los rendimientos o intereses que los mismos hayan generado.
4.3 Cálculo del Monto Garantizado de Pago
4.3.1 El Monto Garantizado de Pago de cada Participante del Mercado será la suma de:
(a) El valor de la Garantía de Cumplimiento Básica otorgada por el Participante del Mercado, el cual corresponderá al importe no ejercido de la misma siempre y cuando se encuentre vigente; y,
(b) El valor de los demás instrumentos de garantía utilizados por el Participante del Mercado de acuerdo con lo previsto en este manual para asegurar el cumplimiento de las obligaciones que asuma frente al CENACE respecto a las transacciones que realice o se comprometa a realizar en el Mercado Eléctrico Mayorista.
(c) El valor de los demás instrumentos de garantía corresponderá a:
(i) el importe no ejercido de las cartas de crédito que hayan sido otorgadas en favor del CENACE por el Participante del Mercado, siempre y cuando continúen vigentes y cumplan con los requisitos de forma previstos en este Capítulo;
(ii) el valor de mercado de los instrumentos financieros entregados por el Participante del Mercado al CENACE, como garantía;
(iii) el saldo de los fondos que hayan sido depositados por el Participante del Mercado en la Cuenta de Depósitos en Garantía del CENACE junto con el producto obtenido para la inversión de los fondos y de los instrumentos financieros; y,
(iv) el monto avalado por el Gobierno Federal en los casos en que el CENACE permita el uso de este instrumento.
4.4 Ejecución y reposición
4.4.1 En caso de incumplimiento de cualquiera de las obligaciones que asuman los Participantes del Mercado frente al CENACE respecto a su participación o a las transacciones que realicen en el Mercado Eléctrico Mayorista, el CENACE procederá a ejecutar el o los instrumentos de garantía respectivos, con el objeto de que las cantidades de dinero asociadas a dicho incumplimiento, incluyendo intereses, penas convencionales y otros costos o gastos, sean transferidas al Fondo de Capital de Trabajo.
4.4.2 La ejecución de instrumentos de garantía por parte del CENACE disminuirá el valor del Monto Garantizado de Pago del Participante del Mercado de que se trate. Será responsabilidad de este último reponer los instrumentos de garantía necesarios para mantener el mayor entre el valor mínimo de la Garantía de Cumplimiento Básica y la Responsabilidad Estimada Agregada. No mantener dicho valor mínimo será considerado como un incumplimiento grave a las Reglas del
Mercado y motivará la terminación del contrato de Participante del Mercado en los términos del Manual de Prácticas del Mercado correspondiente.
4.4.3 La ejecución de las cartas de crédito se sujetará a lo previsto en los instrumentos correspondientes y en los convenios celebrados con las instituciones participantes conforme a lo previsto en la sección 4.2.
4.4.4 Tratándose de los instrumentos financieros, la ejecución de los mismos será determinada por la propia naturaleza de los instrumentos de que se traten y ordenará la transferencia de los fondos obtenidos por su ejecución al Fondo de Capital de Trabajo.
4.4.5 Tratándose de fondos depositados ante el CENACE como medio de garantía, será el propio CENACE quien ordenará la transferencia correspondiente al Fondo de Capital de Trabajo.
4.4.6 Tratándose del Aval del Gobierno Federal, el CENACE girará las instrucciones necesarias para que en los términos de la legislación aplicable, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público proceda a ordenar la transferencia correspondiente al Fondo de Capital de Trabajo.
4.4.7 El CENACE aplicará el siguiente orden de prelación para la ejecución de los instrumentos de garantías:
(a) En primer lugar se ejecutarán las cartas de Crédito que presenten los Participantes del Mercado hasta que su Responsabilidad Estimada Agregada sea menor que el Monto Garantizado de Pago.
(b) En segundo lugar, una vez agotadas las cartas de crédito, el CENACE utilizará los depósitos de fondos (disposición 4.1.1.) que los Participantes del Mercado hayan otorgado como garantía.
(c) En tercer lugar, una vez agotados los depósitos de fondos, el CENACE utilizará los instrumentos financieros (disposición 4.1.3) que los Participantes del Mercado hayan otorgado como garantía.
(d) En cuarto y último lugar, sólo en caso de que no hubiera instrumentos de garantías que pudieran hacer frente al incumplimiento de pago del Participante del mercado y que dicho Participante del Mercado cuente con el aval del Gobierno Federal que se menciona en la disposición 4.1.4, el CENACE cobrará los adeudos por esta vía.
4.4.8 El CENACE hará del conocimiento de los Participantes del Mercado, a través del Sistema de Información del Mercado, la ejecución de los instrumentos de garantía que realice, e indicará, los datos del Participante del Mercado que haya incurrido en incumplimiento, los montos y las razones que motivaron la ejecución de la garantía.
CAPÍTULO 5
Revisión de cálculos
5.1 Inicio del procedimiento
5.1.1 Cuando un Participante del Mercado considere que el cálculo realizado por el CENACE respecto a su Responsabilidad Estimada Agregada o a su Monto Garantizado de Pago es incorrecto, podrá solicitar al CENACE la aclaración o rectificación correspondiente mediante el procedimiento de revisión previsto en este Capítulo 5.
5.2 Substanciación y fallo del procedimiento
5.2.1 El procedimiento de revisión se substanciará en el Sistema de Información del Mercado, el cual contendrá un apartado específico para iniciar y dar seguimiento puntual a este tipo de procedimientos.
5.2.2 La información que deberá presentar el Participante del Mercado a través del Sistema de Información del Mercado será la que se indique en el mismo y deberá cumplir con los requisitos de forma correspondientes, conforme al procedimiento que establezca en su momento el CENACE.
5.2.3 El CENACE contará con un plazo de cinco días hábiles contados a partir de la fecha en que haya
sido presentada la solicitud correspondiente para solicitar cualquier información adicional.
5.2.4 El Participante del Mercado deberá presentar la información dentro de los cinco días hábiles siguientes a que le haya sido requerida. Si no entrega tal información, el trámite se desechará, sin perjuicio de que el Participante del Mercado pueda volver a presentarlo.
Si la información está completa, el CENACE, dentro de los 10 días hábiles siguientes a la fecha en que reciba la información, emitirá el fallo correspondiente y lo comunicará al Participante del Mercado a través del Sistema de Información del Mercado.
5.3 Medios de impugnación
5.3.1 Si el Participante del Mercado considera que la resolución que al efecto dicte el CENACE continúa siendo incorrecta, podrá solicitar la intervención de la CRE en los términos previstos en el Manual de Solución de Controversias.
CAPÍTULO 6
Disposiciones Transitorias
6.1 Disposiciones Transitorias.
6.1.1 El presente manual entrará en vigor a partir del día hábil siguiente a su publicación en el Diario Oficial de la Federación.
6.1.2 Las disposiciones transitorias que se incluyan en las Bases del Mercado Eléctrico, Manuales de Prácticas del Mercado, Guías Operativas, Criterios y Procedimientos de Operación, y que establezcan condiciones especiales relacionadas con sistemas y procedimientos que se mencionan en el Manual de Garantías de Cumplimiento aplicarán al presente manual; sin embargo, no serán mencionados en este capítulo.
6.1.3 El presente manual deberá observar las siguientes disposiciones transitorias:
(a) El CENACE no requerirá que los Suministradores de Servicios Básicos o los Generadores presenten las garantías que se mencionan en el Capítulo 4 por un periodo de 121 días naturales a partir del primer Día de Operación del Mercado Eléctrico de Corto Plazo. Una vez que se concluya el plazo aquí mencionado, los Suministradores de Servicios Básicos o Generadores presentarán sus garantías según lo dispone el presente manual.
(b) Durante los primeros 121 días naturales a partir del primer día de Operación del Mercado Eléctrico de Corto Plazo, se permitirá que la Responsabilidad Estimada Agregada de los Suministradores de Servicios Básicos y los Generadores sea mayor que su Monto Garantizado de Pago, y por lo tanto, durante este periodo:
(i) Los Suministradores de Servicios Básicos y los Generadores podrán realizar ofertas o tomar nuevas posiciones aún y cuando éstas puedan tener como consecuencia inmediata que su Responsabilidad Estimada Agregada rebase su Monto Garantizado de Pago.
(ii) El CENACE aceptará ofertas y permitirá nuevas posiciones de los Suministradores Básicos y los Generadores cuando, en caso de hacerlo, la Responsabilidad Estimada Agregada de ese Participante del Mercado rebase de manera inmediata su Monto Garantizado de Pago.
(iii) No se considerará como incumplimiento grave a las Reglas del Mercado que el Monto Garantizado de Pago de los Suministradores Básicos y los Generadores sea menor al valor mínimo que deba tener su Garantía de Cumplimiento Básica, por lo cual en este caso el CENACE no dará inicio al procedimiento de terminación anticipada de su contrato de Participante del Mercado.
Una vez que concluya el plazo de los 121 días naturales a partir del primer día de Operación del Mercado Eléctrico de Corto Plazo, el CENACE y los Suministradores de Servicios Básicos deberán cumplir con lo dispuesto en el presente manual, es decir, el Monto Garantizado de Pago de cada Participante del Mercado constituirá el límite máximo para su Responsabilidad
Estimada Agregada y, por lo tanto:
(i) ningún Suministrador de Servicios Básicos 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, aumente el exceso que ya exista 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 Suministrador de Servicios Básicos 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, aumente el exceso que ya exista entre su Responsabilidad Estimada Agregada y su Monto Garantizado de Pago.
(iii) el incumplimiento de los Participantes del Mercado respecto a la obligación de mantener el Monto Garantizado de Pago en un nivel equivalente al mayor entre (i) el valor mínimo de la Garantía de Cumplimiento Básica y (ii) la Responsabilidad Estimada Agregada, será considerado como un incumplimiento grave de las Reglas del Mercado para efectos de lo previsto en los artículos 102 y 108, fracción XXVII, de la Ley, por lo que el CENACE procederá a restringir o suspender la participación en el Mercado Eléctrico Mayorista del Participante del Mercado de que se trate.
(c) El CENACE actualizará el valor del Monto Garantizado de Pago y el valor de la Responsabilidad Estimada Agregada por lo menos una vez al día durante los primeros 301 días de operación del Mercado Eléctrico de Corto Plazo. Terminado este plazo, el valor del Monto Garantizado de Pago y el valor de la Responsabilidad Estimada Agregada se actualizarán de manera intradiaria en los términos de la disposición 2.2.6.
(d) El CENACE, dentro de 180 días contados a partir de la entrada en operación del Mercado Eléctrico de Corto Plazo, deberá instrumentar la estimación de cargos potenciales conforme a lo señalado en la disposición 3.2. A partir del inicio del Mercado Eléctrico de Corto Plazo y hasta que se cumpla el plazo de 180 días, se supondrá que sólo los pasivos conocidos contribuyen a la Responsabilidad Estimada Agregada.
(e) Durante los primeros 301 días de operación del Mercado Eléctrico de Corto Plazo, el CENACE no estará obligado a notificar a los Participantes del Mercado cuya Responsabilidad Estimada Agregada haya alcanzado o superado el 80% o el 90% de su Monto Garantizado de Pago, por lo que será responsabilidad exclusiva de cada Participante del Mercado que su Responsabilidad Estimada Agregada no sea mayor que su Monto Garantizado de Pago. A partir del día 302 de operación, el CENACE notificará al Participantes del Mercado cuya Responsabilidad Estimada Agregada haya alcanzado o superado el 80% o el 90% de su Monto Garantizado de Pago conforme se establece en el presente manual.
(f) Dentro de los 221 días siguientes a la entrada en operación del Mercado Eléctrico de Corto Plazo, el único instrumento de garantía que el CENACE recibirá serán las cartas de crédito que se mencionan en la disposición 4.1.2. Una vez que concluya este plazo, los Participantes del Mercado podrán entregar cualquiera de los instrumentos de garantía que se establecen en la disposición 4.1.1.
(g) En caso de que el Fondo de Capital de Trabajo no pueda designarse como beneficiario de las Cartas de Crédito, durante un periodo de hasta los 146 días siguientes a la entrada en operación del Mercado Eléctrico de Corto Plazo, el CENACE emitirá un comunicado mediante el cual hará del conocimiento de los Participantes del Mercado la forma en que se deberán presentar ejecutar y reponer los instrumentos de garantía en tanto no se haga a favor del
Fondo de Capital de Trabajo.
(h) El CENACE deberá constituir el "Comité de Riesgos, Garantías e Inversiones" que se menciona en la disposición 2.3 en un plazo que no exceda de seis meses a partir del inicio del Mercado Eléctrico Mayorista. El CENACE designará al inicio del Mercado Eléctrico Mayorista a las áreas administrativas que, durante ese plazo, se encargarán de observar y ejecutar las disposiciones que se desprenden del presente manual.
6.1.4 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 todas las disposiciones del presente manual.
6.1.5 No habrá excepción para el cumplimiento de las disposiciones del presente manual, salvo lo previsto en las disposiciones transitorias descritas en el presente capítulo.
ANEXO 1
Formato para Carta de Crédito
EN PAPEL MEMBRETADO DEL BANCO EMISOR
FORMATO DE CARTA DE CRÉDITO STANDBY
PARA GARANTIZAR CUMPLIMIENTO DE CONTRATO
(HOJA MEMBRETADA DEL BANCO EMISOR)
[-] [Lugar y Fecha de emisión]
Centro Nacional de Control de Energía
[-] [Domicilio]
Presente.
[-] [Denominación del banco emisor] (el "Banco Emisor"), emite la carta de crédito standby irrevocable No. [-] (la "Carta de Crédito"), a favor del Centro Nacional de Control de Energía (el "Beneficiario"), hasta por un importe de [-] [monto en número y letra] (el "Importe Garantizado") con vencimiento el [-] de [-] de 20[-] (la "Fecha de Vencimiento"), en las oficinas del Banco Emisor ubicadas en [-] [indicar domicilio del banco emisor].
Esta Carta de Crédito es emitida para garantizar el cumplimiento de las obligaciones de pago de dinero y/o de entrega de productos o servicios, incluidas penas convencionales, intereses y demás accesorios a cargo de [-] [denominación o razón social de Participante del Mercado] (en adelante el "Participante del Mercado"), respecto a su participación en el Mercado Eléctrico Mayorista, como dicho término es definido en la Ley de la Industria Eléctrica, y a las transacciones que realice o pretenda realizar en dicho mercado, derivadas del contrato [-] [referencia del contrato de Participante del Mercado correspondiente] de fecha [-] de [-] de 20[-].
Los fondos bajo esta Carta de Crédito son disponibles a la vista contra la presentación del original y copia de uno o más requerimientos de pago del Beneficiario presentados conforme al formato de requerimiento de pago que se acompaña a la presente como Anexo "A" (cada uno el "Requerimiento de Pago"), acompañado(s) del original de esta Carta de Crédito y, en su caso, sus respectivas modificaciones.
Cada Requerimiento de Pago deberá presentarse en las oficinas del Banco Emisor ubicadas en [-], a la atención de [-], [indicar el departamento o área en que deberá presentarse el requerimiento de pago] en o antes de la fecha de vencimiento de la Carta de Crédito, en un horario de 9:00 a 13:00 horas, de lunes a viernes, en días hábiles bancarios, entendiéndose por tales los que señala la Comisión Nacional Bancaria y
de Valores.
El Banco Emisor se compromete irrevocablemente con el Beneficiario a honrar los Requerimientos de Pago presentados por el Beneficiario, siempre y cuando dichos Requerimientos de Pago sean debidamente presentados en cumplimiento con los términos y condiciones de esta Carta de Crédito en o antes de la fecha de vencimiento, mediante transferencia electrónica de fondos inmediatamente disponibles de acuerdo a las instrucciones que el Beneficiario señale en el Requerimiento de Pago, a más tardar el tercer día hábil inmediato siguiente al de la presentación del mismo.
Los Requerimientos de Pago, en su conjunto, no podrán rebasar el Importe Garantizado.
En caso de que un Requerimiento de Pago no cumpla con los términos y condiciones de esta Carta de Crédito, el Banco Emisor deberá dar aviso por escrito al Beneficiario del rechazo de la presentación, especificando todas las discrepancias en las cuales ha basado su rechazo. Dicho aviso podrá ser entregado al Beneficiario a más tardar el segundo día hábil siguiente a aquel en que se haya hecho la presentación, mediante su envío al correo electrónico o entrega en el domicilio que el Beneficiario señale para tal fin al Banco Emisor, en el propio Requerimiento de Pago.
El Beneficiario podrá volver a presentar un nuevo Requerimiento de Pago que cumpla con los términos y condiciones de esta Carta de Crédito, siempre y cuando dicho Requerimiento de Pago se presente dentro de la vigencia de la Carta de Crédito.
La presente Carta de Crédito permite disposiciones parciales y presentaciones múltiples. En el caso de que el Beneficiario efectúe la presentación de un Requerimiento de Pago por un importe parcial de la Carta de Crédito y ésta aún continúe con saldo a su favor, el Banco Emisor estará obligado a devolver el original de la Carta de Crédito y sus respectivas modificaciones al Beneficiario, con la(s) anotación (anotaciones) correspondiente(s) que refleje(n) el saldo vigente, a más tardar al tercer día hábil siguiente al de su presentación.
Cualquier modificación a esta Carta de Crédito deberá ser entregada al Beneficiario en el domicilio arriba indicado mediante escrito en términos del Anexo "B" de la presente, y el Banco Emisor deberá obtener la conformidad por escrito del Beneficiario de dicha modificación.
En el supuesto de que el Beneficiario notifique su conformidad a una disminución del monto de la presente Carta de Crédito, lo hará del conocimiento del Banco Emisor mediante la entrega en las oficinas del Banco Emisor antes indicadas mediante escrito en términos del Anexo "C" de la presente.
En cualquier momento, previo al vencimiento de la presente Carta de Crédito, el Beneficiario podrá notificar su conformidad de cancelar la misma, mediante la entrega al Banco Emisor de una carta cancelación, en las oficinas del Banco Emisor antes indicadas, en términos sustancialmente similares al del Anexo "D" de la presente.
Cualquier comunicación del Beneficiario respecto de esta Carta de Crédito deberá ser dirigida por escrito al Banco Emisor en sus oficinas antes señaladas.
Todas las comisiones y gastos generados por esta Carta de Crédito serán por cuenta de su ordenante y, en su defecto, del Participante del Mercado, y en ningún caso serán cargados por el Banco Emisor al Beneficiario.
En el supuesto de que el último día hábil para presentación de documentos las oficinas del Banco Emisor indicadas en la presente Carta de Crédito por alguna razón estén cerradas, y a causa de dicho cierre no pueda efectuarse la presentación de documentos, el último día para presentar documentos será extendido al
segundo día hábil inmediato siguiente a aquel en el que las referidas oficinas del Banco Emisor reanuden sus operaciones.
En todo lo no previsto por la misma, esta Carta de Crédito está sujeta a los Usos Internacionales relativos a los Créditos Contingentes, publicación No. 590 de la Cámara de Comercio Internacional ("ISP 98").
En caso de controversia que surja con motivo de esta Carta de Crédito, la misma deberá resolverse ante los tribunales federales de los Estados Unidos Mexicanos con sede en la Ciudad de México, Distrito Federal.
Atentamente,
[Denominación del Banco Emisor y nombre y firma de la(s) persona(s) que firman en su representación]
ANEXO "A"
FORMATO DE REQUERIMIENTO DE PAGO
DE LA CARTA DE CRÉDITO STANDBY IRREVOCABLE
[HOJA MEMBRETADA DEL CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGÍA]
[-] [Lugar y Fecha]
[-] [Denominación del Banco Emisor]
[-] [Domicilio de Banco Emisor]
Atención: [-] [departamento o área del banco en que se deben presentar documentos]
Referencia: Carta de Crédito Standby Irrevocable No. [-] (la "Carta de Crédito")
Por medio de la presente, el Centro Nacional de Control de Energía manifiesta que [-] [denominación o razón social de Participante del Mercado] (el "Participante del Mercado"), ha incumplido con la(s) siguiente(s) obligación(es) derivada(s) del contrato [-] [nombre o referencia del contrato de Participante del Mercado garantizado] de fecha [-] de [-] de 20[-]:
[Muy breve descripción de la obligación incumplida].
Por lo anterior, y de acuerdo a lo establecido en la Carta de Crédito de referencia, se solicita el pago de la cantidad de $[-] [indicar monto igual o menor al "Importe Garantizado" de la Carta de Crédito en número y letra], importe que ha sido calculado con base en el Manual de Garantías de Cumplimiento.
Agradeceremos que la referida cantidad sea transferida a la cuenta No. [-], CLABE [-], a nombre del Centro Nacional de Control de Energía en el banco [-].
Agradeceremos que en el caso de que por alguna circunstancia ustedes consideren que este requerimiento de pago no cumple con los términos y condiciones de la Carta de Crédito de referencia, nos den aviso de ello al [-] [correo electrónico [-] o en el domicilio ubicado en [-] a la atención de las siguientes personas: [-] [especificar los nombres de cuando menos 2 personas a la atención de quien deba ir dirigido].
Atentamente,
Centro Nacional de Control de Energía
[Nombre y firma de la(s) persona(s) que firman en su representación]
ANEXO "B"
FORMATO DE MODIFICACIÓN A LA CARTA DE CRÉDITO STANDBY
[HOJA MEMBRETADA DEL BANCO EMISOR]
[-] [Lugar y Fecha]
Centro Nacional de Control de Energía
[Domicilio]
Presente.
Referencia: Carta de Crédito Standby Irrevocable No. [-] (la "Carta de Crédito")
Modificación No. [-]
Con relación a la Carta de Crédito de referencia, a favor del Centro Nacional de Control de Energía (el "Beneficiario"), para garantizar obligaciones de [-], les informamos que estamos modificando la Carta de Crédito para quedar como sigue:
Dice:
(i n c l u i r t e x t o a c t u a l)
Debe decir:
(i n c l u i r n u e v o t e x t o )
Los demás términos y condiciones de esta Carta de Crédito permanecen sin cambio.
Esta modificación forma parte integral de la Carta de Crédito.
Atentamente,
[Denominación del Banco Emisor y nombre y firma de la(s) persona(s) que firman en su representación]
ANEXO "C"
FORMATO DE CONFORMIDAD DE REDUCCIÓN DE IMPORTE
DE LA CARTA DE CRÉDITO STANDBY IRREVOCABLE
[HOJA MEMBRETADA DEL CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGÍA]
[-] [Lugar y Fecha]
[-] [Denominación del Banco Emisor]
[-] [Domicilio de Banco Emisor]
Atención: [-] [departamento o área del banco en que se deben presentar documentos]
Referencia: Carta de Crédito Standby Irrevocable No. [-] (la "Carta de Crédito")
Por medio de la presente, el Centro Nacional de Control de Energía manifiesta estar de acuerdo en que se disminuya el importe de la Carta de Crédito de referencia para quedar en un importe de $[-] [indicar importe en número y letra] (el "Importe Garantizado").
Agradeceremos que de ser de conformidad del ordenante de la Carta de Crédito de referencia, nos sea remitida la modificación respectiva.
Atentamente,
Centro Nacional de Control de Energía
[Nombre y firma de la(s) persona(s) que firman en su representación]
ANEXO "D"
FORMATO DE CONFORMIDAD DE CANCELACIÓN
DE LA CARTA DE CRÉDITO STANDBY IRREVOCABLE
[HOJA MEMBRETADA DEL CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGÍA]
[-] [Lugar y Fecha]
[-] [Denominación del Banco Emisor] (el "Banco Emisor")
[-] [Domicilio de Banco Emisor]
Atención: [-] [departamento o área del banco en que se deben presentar documentos]
Referencia: Carta de Crédito Standby Irrevocable No. [-] (la "Carta de Crédito")
Por medio de la presente, el Centro Nacional de Control de Energía manifiesta su conformidad con la cancelación de la Carta de Crédito de referencia a partir de esta fecha.
Con motivo de lo anterior, hacemos entrega del original de la Carta de Crédito y sus respectivas modificaciones.
En este acto, se otorga al Banco Emisor el más amplio finiquito que conforme a derecho proceda con motivo de la Carta de Crédito y sus modificaciones, sin que nos reservemos derecho alguno con respecto de la misma.
Atentamente,
Centro Nacional de Control de Energía
[Nombre y firma de la(s) persona(s) que firman en su representación.
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