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DOF: 09/02/2021
ACUERDO Núm

ACUERDO Núm. A/046/2020 por el que la Comisión Reguladora de Energía autoriza el cálculo y ajuste de las tarifas finales que aplicarán de manera individual a la empresa productiva subsidiaria CFE Suministrador de Servicios Básicos del 1 de enero al 31 de diciembre de 2021.

Comisión Federal de Electricidad.- CFE. Suministrador de Servicios Básicos.

ACUERDO NÚM. A/046/2020 POR EL QUE LA COMISIÓN REGULADORA DE ENERGÍA AUTORIZA EL CÁLCULO Y AJUSTE DE LAS TARIFAS FINALES QUE APLICARÁN DE MANERA INDIVIDUAL A LA EMPRESA PRODUCTIVA SUBSIDIARIA CFE SUMINISTRADOR DE SERVICIOS BÁSICOS DEL 1 DE ENERO AL 31 DE DICIEMBRE DE 2021
CFE Suministrador de Servicios Básicos, Empresa Productiva Subsidiaria de la Comisión Federal de Electricidad; en cumplimiento a lo dispuesto en el artículo 146 de la Ley de la Industria Eléctrica, en ejercicio de las atribuciones a que se refieren las fracciones I y XVI del artículo 17 del Acuerdo de Creación de CFE Suministrador de Servicios Básicos, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 29 de marzo de 2016 y de conformidad con lo instruido en el acuerdo Décimo del Acuerdo A/046/2020 emitido el 17 de diciembre de 2020 por la Comisión Reguladora de Energía que ordena su publicación en el Diario Oficial de la Federación, se tiene a bien reproducir el referido "Acuerdo Núm. A/046/2020 por el que la Comisión Reguladora de Energía que autoriza el cálculo y ajuste de las Tarifas Finales que aplicarán de manera individual a la Empresa Productiva Subsidiaria CFE Suministrador de Servicios Básicos del 1 de enero al 31 de diciembre de 2021" y su "Anexo Único del Acuerdo A/046/2020 Metodología para determinar el cálculo y ajuste de las Tarifas Finales del Suministro Básico"
Atentamente
Ciudad de México, a 13 de enero de 2021.- El Director General de CFE Suministrador de Servicios Básicos, José Martín Mendoza Hernández.- Rúbrica.
ACUERDO Núm. A/046/2020
ACUERDO POR EL QUE LA COMISIÓN REGULADORA DE ENERGÍA AUTORIZA EL CÁLCULO Y AJUSTE DE LAS TARIFAS FINALES QUE APLICARÁN DE MANERA INDIVIDUAL A LA EMPRESA PRODUCTIVA SUBSIDIARIA CFE SUMINISTRADOR DE SERVICIOS BÁSICOS DEL 1 DE ENERO AL 31 DE DICIEMBRE DE 2021
En sesión ordinaria celebrada el 17 de diciembre de 2020, el Órgano de Gobierno de la Comisión Reguladora de Energía, con fundamento en los artículos 28, párrafo octavo, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 2, fracción III y 43 Ter de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal; 1, 2 fracción II, 3, 4 párrafo primero, 5, 22, fracciones I, II, III, IV, X, XXVI, inciso a), y XXVII, 27, 41, fracción III y 42 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética; 1, 2, 3 fracciones XXIX, XXXI, XLIX y LII; 4, 6, 7, 12, fracciones IV, XLVII y LII, 53, 65, 66, 138, párrafo segundo, 139, 140, fracción I, 141 y 145 de la Ley de la Industria Eléctrica; 1, 2, 3 de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo; 1 y 47 párrafos segundo, cuarto, quinto, sexto, séptimo y octavo del Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica, y 1, 2, 4, 7, fracción I, 12, 15, 16, 18, fracciones I, VIII y XLIV del Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía; y
CONSIDERANDO
PRIMERO. Que de conformidad con los artículos 28, párrafo octavo, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, 2, fracción III y 43 Ter de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal y 1, 2, fracción II y 3, 41 fracción III y 42 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (LORCME), la Comisión Reguladora de Energía (Comisión) es una dependencia de la Administración Pública Federal Centralizada con carácter de Órgano Regulador Coordinado en Materia Energética, con personalidad jurídica, autonomía técnica, operativa y de gestión, que tiene a su cargo, entre otras atribuciones, las previstas en la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) y demás disposiciones jurídicas aplicables.
SEGUNDO. Que, conforme a los artículos 22 y 41, fracción III de la LORCME, la Comisión tiene las atribuciones de emitir sus actos y resoluciones con autonomía técnica, operativa y de gestión, así como regular y promover, entre otras, (i) el desarrollo eficiente de la generación de electricidad, los servicios públicos de transmisión y distribución eléctrica, la transmisión y distribución eléctrica que no forma parte del servicio público y la comercialización de electricidad, (ii) promover la competencia en el sector, (iii) proteger los intereses de los usuarios, (iv) propiciar una adecuada cobertura nacional y (v) atender a la confiabilidad, estabilidad y seguridad en el suministro y la prestación de los servicios.
TERCERO. Que, de acuerdo con los artículos 2 y 4 de la LIE, el Suministro Básico es una actividad prioritaria para el desarrollo nacional y constituye un servicio de interés público cuya prestación se sujeta a los mandatos de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad.
CUARTO. Que, conforme al artículo 12, fracción XIII, de la LIE, corresponde a la Comisión emitir opinión respecto a los mecanismos, términos, plazos, criterios, bases y metodologías bajo los cuales los Suministradores de Servicios Básicos tendrán la opción de celebrar los Contratos de Cobertura Eléctrica basados en los costos de las Centrales Eléctricas Legadas y los contratos de las Centrales Externas Legadas, y vigilar su cumplimiento.
QUINTO. Que el artículo 65 de la LIE, considera pequeños sistemas eléctricos a los que se utilicen para suministrar energía eléctrica al público en general y no se encuentren conectados de manera permanente a la Red Nacional de Transmisión y, el artículo 66 de la LIE, establece que la Secretaría de Energía podrá autorizar los términos y convenios bajo los cuales los integrantes de la industria eléctrica colaborarán dentro de los Pequeños Sistemas Eléctricos, a fin de prestar el Suministro Eléctrico en condiciones de Eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, Seguridad y Sustentabilidad.
SEXTO. Que en términos de los artículos 4, fracción II, 65 y 66 de la LIE, la Comisión Federal de Electricidad, la Empresa Productiva Subsidiaria CFE Suministrador de Servicios y CFE Generación IV, celebraron en 2014 y 2018, Convenios para la prestación del Suministro Básico en condiciones de eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad y en el Régimen de Micro-Red en la Isla de Holbox y en Pequeño Sistema Eléctrico en Régimen de Operación Simplificada en Baja California.
SÉPTIMO. Que, de acuerdo con el artículo 138, segundo párrafo, de la LIE, los Ingresos Recuperables (IR) del Suministro Básico incluirán los costos que resulten de las Tarifas Reguladas, así como los costos de la energía eléctrica y los Productos Asociados adquiridos para suministrar dicho servicio, incluyendo los que se adquieran por medio de los Contratos de Cobertura Eléctrica, siempre que dichos costos reflejen Prácticas Prudentes. Conforme al artículo 3 fracción XXXI, de ese mismo ordenamiento, los Productos Asociados son aquellos productos vinculados a la operación y desarrollo de la industria eléctrica necesarios para la eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional.
Por otra parte, la fracción XXIX del artículo 3 de la LIE, establece que las Prácticas Prudentes, deben entenderse como la adopción de las mejores prácticas de la industria relacionadas con los costos, inversiones, operaciones o transacciones, que se llevan a cabo en condiciones de eficiencia e incorporando los mejores términos comerciales disponibles al momento de su realización.
OCTAVO. Que, los artículos 12, fracción IV, 139 y 140 fracción I de la LIE, disponen que la Comisión aplicará las metodologías para determinar el cálculo y ajuste de las tarifas finales del Suministro Básico que tienen como objetivo promover el desarrollo eficiente de la industria eléctrica, garantizar la continuidad de los servicios, evitar la discriminación indebida, promover el acceso abierto a la Red Nacional de Transmisión y a las Redes Generales de Distribución y proteger los intereses de los participantes del mercado y de los Usuarios Finales.
NOVENO. Que, el artículo 145 de la LIE señala que la Comisión está facultada para investigar los costos de la energía eléctrica y de los Productos Asociados adquiridos por los Suministradores de Servicios Básicos, incluyendo los que se adquieran por medio de los Contratos de Cobertura Eléctrica y determinará que no se recuperen mediante los Ingresos Recuperables correspondientes, los costos que no sean eficientes o que no reflejen Prácticas Prudentes.
DÉCIMO. Que, los artículos 53 y Décimo Noveno Transitorio de la LIE y 5 fracciones III, IV y VI del Acuerdo por el que se crea CFE Suministrador de Servicios Básicos, publicado en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el 29 de marzo de 2016, establecen que los Suministradores de Servicios Básicos, a fin de ofrecer el Suministro Básico, podrán celebrarán Contratos de Cobertura Eléctrica exclusivamente a través de subastas que lleve a cabo el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE); asimismo, tendrán la opción de celebrar Contratos Legados para el Suministro Básico (CLSB) bajo la figura de Contratos de Cobertura Eléctrica, con precios basados en los costos y contratos respectivos, que abarcan la energía eléctrica y Productos Asociados de cada Central Eléctrica Legada y cada Central Externa Legada.
UNDÉCIMO. Que, de acuerdo con el transitorio Décimo Noveno de la LIE, párrafos segundo y tercero, con el fin de minimizar los costos del Suministro Básico, la Secretaría de Energía (Secretaría), con la opinión de la Comisión, establecerá los términos, plazos, criterios, bases y metodologías de los CLSB y determinará los mecanismos de evaluación de los mismos. Asimismo, dichos Contratos se asignarán para la reducción de las tarifas finales del Suministro Básico.
DUODÉCIMO. Que, el artículo 47, segundo párrafo del Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica
(RLIE) señala que, la Comisión establecerá la regulación tarifaria bajo principios que permitan el desarrollo eficiente de la industria y de mercados competitivos, que reflejen las mejores prácticas en las decisiones de inversión y operación y que protejan los intereses de los usuarios, sin reconocer las contraprestaciones, precios y tarifas que se aparten de dichos principios. Asimismo, en los párrafos sexto y octavo del precepto citado se establece que la Comisión empleará las herramientas de evaluación que estime necesarias para lograr sus objetivos regulatorios, para lo cual podrá realizar ejercicios comparativos y aplicar los ajustes que estime oportunos, así como emplear indicadores de desempeño, en la determinación de contraprestaciones, precios o tarifas reguladas. Asimismo, la Comisión podrá requerir la información de costos, condiciones de operación y demás elementos que permitan valorar el riesgo de las actividades y el desempeño y la calidad de la prestación del servicio, para efectos de la estructura tarifaria y sus ajustes.
DECIMOTERCERO. Que, conforme a los numerales 1, 2, y 3 de los Términos, plazos, criterios, bases y metodologías de los Contratos Legados para el Suministro Básico y mecanismos para su evaluación (Términos de los Contratos Legados), publicados en el DOF el 25 de agosto de 2017, tienen la finalidad de minimizar los costos del Suministro Básico, y permitir la reducción de las tarifas finales del Suministro Básico, por lo que se establecen términos para los siguientes modelos de contrato (i) Modelo de Contrato Legado para el Suministro Básico para Centrales Eléctricas Legadas; (ii) Modelo de Contrato Legado para el Suministro Básico para Centrales Externas Legadas Renovables; y (iii) Modelo de Contrato Legado para el Suministro Básico para Centrales Externas Legadas con Servicios Conexos, y se incluye como Anexo D, la Metodología, Criterios y Términos para Contratos Legados para el Suministro Básico, el cual identifica: (a) las Centrales Eléctricas seleccionadas para formar parte de los Contratos Legados para el Suministro Básico que deberá suscribir CFE Suministrador de Servicios Básicos y las empresas de Generación de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), así como el plazo de vigencia correspondiente para cada una de ellas, y (b) la lista de Centrales Eléctricas que serán asignadas en prioridad para cubrir los costos de suministro de los usuarios domésticos, seleccionadas siguiendo el criterio de menor costo y el número de años a partir de la fecha de operación comercial que deberán asignarse en prioridad al servicio doméstico, con el fin de proveer un mecanismo de transición.
DECIMOCUARTO. Que, el Transitorio Segundo de los Términos de los Contratos Legados establece que las empresas subsidiarias de Suministro Básico y de generación de la CFE deberán entregar a la Comisión y a la Secretaría, un ejemplar original o una copia certificada de cada uno de los CLSB.
DECIMOQUINTO. El 30 de octubre de 2020, la Comisión aprobó el Acuerdo A/037/2020, mediante el cual la Comisión emitió Opinión respecto a la modificación del Anexo D "Metodología, Criterios y Términos para Contratos Legados", de los Términos de los Contratos Legados bajo los cuales, los Suministradores de Servicios Básicos tendrán la opción de celebrar Contratos de Cobertura Eléctrica basados en los costos de las Centrales Eléctricas Legadas y los contratos de las Centrales Externas Legadas, conforme a lo previsto en los artículos 11, fracción XVI y 12 fracción XIII de la LIE.
DECIMOSEXTO. Que, el 13 de noviembre de 2020, la Comisión mediante las Resoluciones RES/1215/2020, RES/1216/2020, RES/1217/2020, RES/1218/2020 y RES/1219/2020, autorizó los Convenios que modifican los CLSB para Centrales Eléctricas Legadas celebrados entre CFE Generación I, II, III, IV y VI como Vendedores, CFE Suministrador de Servicios Básicos como Comprador y la Comisión Federal de Electricidad como obligado solidario, respectivamente, de conformidad con lo establecido en la cláusula 13 de los CLSB.
DECIMOSÉPTIMO. Que, mediante el Acuerdo A/058/2017 de fecha 23 de noviembre de 2017, la Comisión expidió la metodología para determinar el cálculo y ajuste de las tarifas finales que aplicaría la Empresa Productiva Subsidiaria CFE Suministrador de Servicios Básicos durante el periodo tarifario inicial con vigencia del 1 de diciembre de 2017 hasta el 31 de diciembre de 2018, misma que se integró como Anexo B del Acuerdo.
DECIMOCTAVO. Que, mediante el Acuerdo A/017/2018 de fecha 30 de abril de 2018, la Comisión modificó, entre otros, el diverso A/058/2017, señalando en su Punto de Acuerdo Primero que la metodología para determinar el cálculo y ajuste de las Tarifas Finales del Suministro Básico contenida en el Anexo B, permanecería vigente de abril a diciembre de 2018.
DECIMONOVENO. Que, mediante el Acuerdo A/032/2018 de fecha 13 de septiembre de 2018, la Comisión modificó el contenido del Anexo B del Acuerdo A/017/2018, para determinar el cálculo y ajuste de las Tarifas Finales del Suministro Básico para el periodo de septiembre a diciembre de 2018, con la finalidad de generar mayor precisión a la metodología y garantizar los principios tarifarios bajo los cuales se elaboró.
VIGÉSIMO. Que, mediante el Acuerdo A/064/2018 de fecha 27 de diciembre de 2018, la Comisión expidió la metodología para determinar el cálculo y ajuste de las Tarifas Finales que aplicarán a la Empresa Productiva Subsidiaria CFE Suministrador de Servicios Básicos, la cual entró en vigor el 1 de enero de 2019 y permanecería vigente mientras no se modifique.
VIGÉSIMO PRIMERO. Que, el 30 de septiembre de 2019, la Comisión aprobó el Acuerdo A/029/2019 por el que se modificó el Anexo Único del Acuerdo A/064/2018 y se determinaron las Tarifas Finales del Suministro Básico aplicables del 1 al 31 de octubre de 2019, el cual, en su Punto de Acuerdo Primero, estableció la modificación de los numerales 4.1.4, 4.1.5, 4.2.4 y 4.2.5 del Anexo Único del Acuerdo A/064/2018.
VIGÉSIMO SEGUNDO. Que, el 31 de octubre de 2019, la Comisión aprobó el Acuerdo A/033/2019, mediante el cual determinó incluir en los Ingresos Recuperables del Suministro Básico, los costos de generación de los Pequeños Sistemas Eléctricos en el régimen de Micro-Red que operan en la Península de Yucatán y el Pequeño Sistema Eléctrico en Régimen de Operación Simplificada en Baja California (Pequeños Sistemas Eléctricos), en términos de lo previsto en los artículos 65, 66 y 67 de la LIE, así como en las bases 7.1.15, 7.1.16 y 7.1.17 de las Bases del Mercado Eléctrico, y se determinaron las Tarifas del Suministro Básico aplicables del 1 al 30 de noviembre de 2019.
VIGÉSIMO TERCERO. Que, mediante el Acuerdo A/038/2019 de fecha 16 de diciembre de 2019, la Comisión expidió la metodología para determinar el cálculo y ajuste de las Tarifas Finales que aplicarán a la Empresa Productiva Subsidiaria CFE Suministrador de Servicios Básicos, la cual aplicaría para el ejercicio fiscal 2020, y que entró en vigor el 1 de enero de 2020 y permanecería vigente en tanto no se modifique.
VIGÉSIMO CUARTO. Que, mediante el Acuerdo A/029/2020 de fecha 29 de septiembre de 2020, la Comisión modificó el Acuerdo A/038/2019 y su Anexo Único mediante el cual se expidió la metodología para determinar el cálculo y ajuste de las Tarifas Finales que aplicarán a la Empresa Productiva Subsidiaria CFE Suministrador de Servicios Básicos, la cual entró en vigor el 1 de enero de 2020, el cual en sus Puntos de Acuerdo Primero y Segundo se estableció la modificación al Acuerdo Sexto y los numerales 4.2.4 y 4.5.6 del Anexo Único.
VIGÉSIMO QUINTO. Que, a efecto de cumplir con el objetivo citado en los Considerandos Séptimo y Octavo del presente Acuerdo, la Comisión emitió el Acuerdo A/045/2020 de fecha 17 de diciembre de 2020, por el que determina continuar con la extensión de la vigencia del periodo tarifario inicial del Servicio Público de Transmisión y Distribución de energía eléctrica; actualiza los costos que conforman el ingreso requerido establecido en los Acuerdos A/045/2015 Y A/074/2015; y determina las Tarifas Reguladas de los Servicios de Transmisión, Distribución, operación del Centro Nacional de Control de Energía, operación de CFE Suministrador de Servicios Básicos y de los Servicios Conexos no Incluidos en el Mercado Eléctrico Mayorista aplicables del 1º de enero al 31 de diciembre del 2021.
VIGÉSIMO SEXTO. Que, los componentes de las Tarifas Finales del Suministro Básico son las Tarifas Reguladas de transmisión, distribución, operación del Suministrador de Servicios Básicos, la operación del CENACE y los Servicios Conexos no incluidos en el MEM, así como los cargos de generación (energía y capacidad) que resultan de los costos de la energía eléctrica y los Productos Asociados adquiridos para atender la demanda de los usuarios del Suministro Básico.
VIGÉSIMO SÉPTIMO. Que, los cargos de generación de las Tarifas Finales del Suministro Básico se determinarán mensualmente con base en los costos de generación de energía eléctrica y Productos Asociados para el Suministro Básico del año 2021 que, de conformidad con los Considerandos Quinto, Sexto, Décimo, Undécimo, Duodécimo, Decimotercero, Decimocuarto, Decimoquinto y Decimosexto del presente Acuerdo se integran por: (i) los costos de los Contratos de Cobertura Eléctrica (CLSB y Subastas de Largo Plazo), (ii) los costos de la energía y potencia adquiridos en el MEM y (iii) los costos de generación de los Pequeños Sistemas Eléctricos en el régimen de Micro-Red que operan en la Península de Yucatán y el Pequeño Sistema Eléctrico en Régimen de Operación Simplificada en Baja California.
VIGÉSIMO OCTAVO. Que, la Comisión realizó un ejercicio para definir los costos de generación esperados en 2021, que permitan un equilibrio entre los objetivos de eficiencia y la adecuada recuperación de costos del servicio de Suministro Básico, siempre que dichos costos reflejen Prácticas Prudentes. De esta forma, los costos definidos son:
i) Costos esperados de los CLSB, definidos con base en las variables, mecanismo de pago y valores de las Centrales Eléctricas Legadas y Centrales Externas Legadas, establecidos en los Términos referidos en los Considerandos Decimotercero, Decimoquinto y Decimosexto del presente Acuerdo.
ii) Costos esperados de los Contratos de Cobertura Eléctrica celebrados a través de las Subastas de Largo Plazo, definidos con base en la información de los proyectos adjudicados en los años 2015, 2016 y 2017.
iii) Costos esperados del MEM, definidos a partir de la evolución esperada de los Precios Marginales Locales (PML) promedio del Mercado del Día en Adelanto (MDA) para 2021.
 
iv) Costos de generación esperados de los Pequeños Sistemas Eléctricos en el régimen de Micro-Red que operan en la Península de Yucatán y el Pequeño Sistema Eléctrico en Régimen de Operación Simplificada en Baja California para 2021, definidos con una proyección a partir de la información estadística disponible de enero de 2018 a octubre de 2020.
VIGÉSIMO NOVENO. Que, debido a la evolución de los costos de generación y Productos Asociados definidos en el Considerando inmediato anterior del presente Acuerdo, las Tarifas Finales del Suministro Básico que determine la Comisión, deben actualizarse mediante un esquema de precios relativos constantes, el cual consiste en ajustar mensualmente los cargos tarifarios de generación, manteniendo la diferencia relativa entre los cargos de generación aplicados en diciembre de 2020.
TRIGÉSIMO. Que a efecto de que las Tarifas Finales del Suministro Básico permitan la recuperación de los costos de generación en los que se incurre para la prestación de dicho Suministro, la Comisión estima necesario incorporar los mecanismos de revisión y actualización mensual de los costos de los CLSB, del MEM, de las SLP y los costos de generación de los Pequeños Sistemas Eléctricos incurridos por la Empresa Productiva Subsidiaria CFE Suministrador de Servicios Básicos, con el objetivo de reconocer los costos excedentes o faltantes, y ajustar los cargos de generación, a partir de la evidencia documental que CFE Suministrador de Servicios Básicos entregue mensualmente a esta Comisión, de conformidad con los términos que se establezcan en la presente Metodología.
TRIGÉSIMO PRIMERO. Que, derivado de la aplicación del mecanismo de revisión y actualización mensual de los costos de generación de los CLSB, del MEM y de las SLP, realizado por la Comisión durante los meses de enero 2019 a noviembre 2020, resultó un diferencial excedente por un monto de -13,624.6 millones de pesos a reconocerse durante 2021. Derivado de lo anterior, la Comisión considera pertinente reconocer el diferencial excedente para aplicarse de igual manera durante los doce (12) meses del 2021, a fin de contribuir a mantener la estabilidad y certidumbre de las tarifas finales del Suministro Básico.
TRIGÉSIMO SEGUNDO. Que, la Comisión estima necesario que el diferencial excedente o faltante resultante de la revisión y actualización de los costos de generación de los CLSB correspondientes al mes de diciembre de 2020, se reconocerán de igual manera hasta en los veinticuatro meses siguientes, a partir del mes de febrero de 2021, y los costos del MEM y de las SLP correspondientes a los meses de noviembre y diciembre de 2020, se reconocerán de igual manera hasta en los veinticuatro meses siguientes, a partir del mes de febrero de 2021.
TRIGÉSIMO TERCERO. La Comisión considera pertinente que los costos de generación de los Pequeños Sistemas Eléctricos en el régimen de Micro-Red que operan en la Península de Yucatán y el Pequeño Sistema Eléctrico en Régimen de Operación Simplificada en Baja California de los meses correspondientes a noviembre y diciembre de 2020, se reconozcan de igual manera hasta en los veinticuatro meses siguientes, a partir del mes de febrero de 2021.
TRIGÉSIMO CUARTO. Que, la Comisión determina oportuno continuar con la aplicación de los cargos por capacidad sobre el mínimo entre demanda máxima coincidente con el periodo horario de punta medida en kW y la demanda máxima asociada al consumo registrado en el mes de facturación medido en kWh; y la aplicación de los cargos por distribución sobre el mínimo entre demanda máxima registrada en el mes de facturación medida en kW y la demanda máxima asociada al consumo registrado en el mes de facturación medido en kWh, con la finalidad de que los usuarios finales mantengan la estabilidad en su facturación.
TRIGÉSIMO QUINTO. Que, de conformidad con lo anterior, la Comisión estima necesario establecer la Metodología para determinar el cálculo y ajuste de las Tarifas Finales que aplicarán a la Empresa Productiva Subsidiaria CFE Suministrador de Servicios Básicos en apego a los principios tarifarios de eficiencia, suficiencia, razonabilidad y estabilidad, para lo cual se consideró la mejor información disponible que comprende criterios, referencias, insumos, variables y demás elementos relacionados con la determinación de las Tarifas Finales del Suministro Básico, con el fin de estar en posibilidad de brindar transparencia y certidumbre al mercado, de proteger los intereses de los Usuarios Finales, y de promover el desarrollo eficiente de la industria, por lo que se emite el siguiente:
ACUERDO
PRIMERO. Se determina el cálculo y ajuste de las Tarifas Finales que aplicará de manera individual la Empresa Productiva Subsidiaria CFE Suministrador de Servicios Básicos, misma que se adjunta al presente Acuerdo como Anexo Único y se tiene aquí por reproducido como si a la letra se insertare, formando parte integrante del presente Acuerdo.
SEGUNDO. El presente Acuerdo entrará en vigor a partir del 1 de enero de 2021 y será aplicable para determinar el cálculo y ajuste de las Tarifas Finales que aplicarán a la Empresa Productiva Subsidiaria CFE Suministrador de Servicios Básicos, correspondiente al ejercicio fiscal 2021 y permanecerá vigente en tanto no se modifique.
TERCERO. A partir de su entrada en vigor, la presente regulación tarifaria dejan sin efectos los Acuerdos A/038/2019 de fecha 16 de diciembre de 2019 y A/029/2020, de fecha 29 de septiembre de 2020, por los que la Comisión Reguladora de Energía expidió la Metodología para determinar el cálculo y ajuste de las Tarifas Finales que aplicarán a la Empresa Productiva Subsidiaria CFE Suministrador de Servicios Básicos del 1 de enero al 31 de diciembre de 2020 y modificó el Acuerdo A/038/2019 y su Anexo Único.
CUARTO. Se instruye a la Empresa Productiva Subsidiaria CFE Suministrador de Servicios Básicos para que continúe aplicando en sus procesos de facturación: (i) los cargos por capacidad sobre el mínimo entre demanda máxima coincidente con el periodo horario de punta medida en kW y la demanda máxima asociada al consumo registrado en el mes de facturación medido en kWh, y (ii) los cargos por distribución sobre el mínimo entre demanda máxima registrada en el mes de facturación medida en kW y la demanda máxima asociada al consumo registrado en el mes de facturación medido en kWh, de conformidad con lo dispuesto en el Anexo Único del presente Acuerdo.
QUINTO. Se instruye a la Empresa Productiva Subsidiaria CFE Suministrador de Servicios Básicos a entregar a la Comisión Reguladora de Energía, la información requerida para aplicar el mecanismo de revisión y actualización mensual de los costos de generación de los Contratos Legados para el Suministro Básico, del Mercado Eléctrico Mayorista, Subastas de Largo Plazo y los costos de generación de los Pequeños Sistemas Eléctricos en el régimen de Micro-Red que operan en la Península de Yucatán y el Pequeño Sistema Eléctrico en Régimen de Operación Simplificada en Baja California, incurridos por la Empresa Productiva Subsidiaria CFE Suministrador de Servicios Básicos y Productos Asociados, de conformidad con lo estipulado en el Anexo Único del presente Acuerdo, a más tardar los primeros 20 días de cada mes. En caso de que CFE Suministrador de Servicios Básicos no entregue la información correspondiente en tiempo o no cumpla con las características requeridas, la Comisión Reguladora de Energía realizará el cálculo y ajuste con la mejor información que disponga en su momento, sin ninguna objeción por parte de CFE Suministrador de Servicios Básicos.
SEXTO. Se determina reconocer el diferencial excedente de -$13,624.6 millones de pesos para aplicarse de igual manera durante los doce (12) meses del 2021, conforme a lo establecido en el Considerando Trigésimo Primero del presente Acuerdo. Los costos de generación de los Contratos Legados para el Suministro Básico correspondientes al mes de diciembre de 2020 y los costos del Mercado Eléctrico Mayorista y las Subastas de Largo Plazo correspondientes a los meses de noviembre y diciembre 2020, se reconocerán conforme a lo indicado en el Considerando Trigésimo Segundo del presente Acuerdo. Los costos de los Pequeños Sistemas Eléctricos correspondientes a los meses de noviembre y diciembre de 2020, se reconocerán conforme a lo mencionado en el Considerando Trigésimo Tercero del presente Acuerdo. Lo anterior, a fin de contribuir a mantener la estabilidad y certidumbre de las Tarifas Finales del Suministro Básico y proteger los intereses de los Usuarios Finales.
SÉPTIMO. La Comisión Reguladora de Energía calculará mensualmente las Tarifas Finales del Suministro Básico utilizando la Metodología contenida en el Anexo Único del presente Acuerdo y notificará el valor de las mismas a CFE Suministrador de Servicios Básicos, dentro de los cinco días hábiles anteriores al mes de su aplicación.
OCTAVO. Se publicará en la página de internet de la Comisión Reguladora de Energía, en un plazo de dos días hábiles posteriores a la notificación referida en el Acuerdo inmediato anterior del presente instrumento, la memoria de cálculo utilizada para determinar las Tarifas Finales del Suministro Básico.
NOVENO. Se instruye a CFE Suministrador de Servicios Básicos para que publique mensualmente a través de su página de internet, las Tarifas Finales del Suministro Básico en un plazo no mayor a dos días hábiles, posteriores a la notificación a la que se refiere el Punto de Acuerdo Séptimo del presente instrumento.
DÉCIMO. Se instruye a CFE Suministrador de Servicios Básicos a publicar en el Diario Oficial de la Federación el presente Acuerdo y su Anexo Único con el objetivo de cumplir con el criterio de máxima publicidad, en un plazo no mayor de 20 (veinte) días hábiles después del 1º de enero de 2021. La vigencia y aplicación del presente Acuerdo no está sujeta a dicha publicación. CFE Suministrador de Servicios Básicos deberán informar a la Comisión Reguladora de Energía sobre el cumplimiento de dicha instrucción.
UNDÉCIMO. La emisión del presente Acuerdo, no constituye un acto administrativo de carácter general, ni sustituye a las Disposiciones Administrativas de Carácter General a que hace referencia el artículo 138 párrafo primero, de la Ley de la Industria Eléctrica en relación con las Tarifas Reguladas, sino que constituye un acto administrativo individual que permitirá a la CFE Suministrador de Servicios Básicos obtener los
ingresos recuperables por la prestación del servicio señalado en el artículo 138 párrafo segundo de la Ley de la Industria Eléctrica.
DUODÉCIMO. Con fundamento en lo dispuesto por los artículos 25, fracciones V, VII y XI de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética; y 27, fracciones XIII y XLV del Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía, se instruye a la Secretaría Ejecutiva para que, en el ámbito de su competencia, notifique el presente Acuerdo.
DECIMOTERCERO. Notifíquese el presente Acuerdo a CFE Suministrador de Servicios Básicos, CFE Distribución y al Centro Nacional de Control de Energía, y hágase de su conocimiento que el presente acto administrativo sólo podrá impugnarse a través del juicio de amparo indirecto, conforme a lo dispuesto por el artículo 27 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética.
DECIMOCUARTO. Inscríbase el presente Acuerdo bajo el número A/046/2020 en el Registro al que se refieren los artículos 22, fracción XXVI, inciso a) y 25, fracción X de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 4 y 16 del Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía.
Ciudad de México, a 17 de diciembre de 2020.
ANEXO ÚNICO DEL ACUERDO A/046/2020
METODOLOGÍA PARA DETERMINAR EL CÁLCULO Y AJUSTE DE LAS TARIFAS FINALES DEL
SUMINISTRO BÁSICO
CONTENIDO
1.     ESTRUCTURA DE LAS TARIFAS FINALES DEL SUMINISTRO BÁSICO
2.     COMPONENTES DE LAS TARIFAS FINALES DEL SUMINISTRO BÁSICO
3.     PARÁMETROS Y VARIABLES
4.     MECANISMO DE REVISIÓN Y ACTUALIZACIÓN MENSUAL DE LOS COSTOS DE GENERACIÓN DE LOS CLSB Y DEL MEM
5.     CRITERIOS DE COBRO
6.     CRITERIOS GENERALES DE LAS TARIFAS
1.       ESTRUCTURA DE LAS TARIFAS FINALES DEL SUMINISTRO BÁSICO
1.1.    Las tarifas finales del suministro básico se componen de la siguiente manera(1):
 
1.2.    Los usuarios se agrupan de acuerdo a sus características de consumo, nivel de demanda (pequeña y gran demanda), nivel de tensión al que se conectan (baja, media y alta) y tipo de medición con que cuentan (ordinaria y horaria). De esta forma se establecen las siguientes doce categorías tarifarias:
Tabla 1. Categorías Tarifarias
Categoría
tarifaria
Descripción
Tarifa anterior1/
DB1
Doméstico en Baja Tensión, consumiendo hasta 150 kWh-mes
1, 1A, 1B, 1C, 1D, 1E, 1F
DB2
Doméstico en Baja Tensión, consumiendo más de 150 kWh-mes
1, 1A, 1B, 1C, 1D, 1E, 1F, DAC
PDBT
Pequeña Demanda (hasta 25 kW-mes) en Baja Tensión
2, 6
GDBT
Gran Demanda (mayor a 25 kW-mes) en Baja Tensión
3, 6
RABT
Riego Agrícola en Baja Tensión
9, 9CU, 9N
APBT
Alumbrado Público en Baja Tensión
5, 5A
APMT
Alumbrado Público en Media Tensión
5, 5A
GDMTH
Gran Demanda (mayor a 25 kW-mes) en Media Tensión Horaria
HM, HMC, 6
GDMTO
Gran Demanda (mayor a 25 kW-mes) en Media Tensión Ordinaria
OM, 6
RAMT
Riego Agrícola en Media Tensión
9M, 9CU, 9N
DIST
Demanda Industrial en Subtransmisión
HS, HSL
DIT
Demanda Industrial en Transmisión
HT, HTL
1/ Categorías tarifarias del esquema anterior de CFE que corresponden con cada una de las categorías tarifarias establecidas en el presente Acuerdo. Fuente: CRE
1.3.    Las TFSB se clasifican en 17 divisiones tarifarias como se muestra en el mapa:
Figura 1. Divisiones tarifarias

 
1.4.    En cada una de las categorías tarifarias se definen cargos únicos (por usuario), cargos fijos (por demanda) y cargos variables (por energía), que reflejan la naturaleza del costo en cada componente de las TFSB y que se adaptan a las características de consumo y medición de cada usuario.
Figura 2. Cargos de las TFSB

1/ En función del tipo de medición del usuario. 2/ El cargo de semipunta se aplica únicamente en la división de Baja California. Fuente: Elaborado CRE.
2.       COMPONENTES DE LAS TARIFAS FINALES DEL SUMINISTRO BÁSICO
2.1.    Los cargos por transmisión se aplican por kWh de acuerdo al nivel de tensión al que se encuentren conectados los usuarios:
a.     Las categorías DB1, DB2, PDBT, GDBT, APBT, RABT, APMT, RAMT, GDMTO, GDMTH y DIST cubren el monto correspondiente al nivel de tensión menor a 220 kV.
b.     La categoría DIT cubre el monto para tensiones mayores o iguales a 220 kV.
2.2.    Los cargos por distribución se aplican únicamente a usuarios conectados en media y baja tensión; estas incluyen un cargo sobre la energía (kWh) para los usuarios que, por su tipo de medidor, no es posible diferenciar entre demanda y energía consumida, y para el resto de los usuarios se aplica un cargo sobre la demanda (kW):
a.     Usuarios con cargo por energía: DB1, DB2, PDBT, APBT y RABT.
b.     Usuarios con cargo por demanda: GDBT, GDMTO, GDMTH, APMT y RAMT.
2.3.    Los cargos para las categorías APBT, RABT, GDMTH, GDMTO, APMT y RAMT, se determinan de la siguiente manera:
a.     Para las categorías tarifarias PBDT, APBT y RABT se aplicará el cargo señalado en el Acuerdo A/074/2015 o vigente para la categoría PDBT.
b.     Para las categorías tarifarias GDMTH, GDMTO, APMT y RAMT se aplicará el cargo señalado en el Acuerdo A/074/2015 o vigente para la categoría GDMT.
2.4.    Adicionalmente, los cargos aplicables para la división tarifaria de Baja California Sur, son los correspondientes a la división tarifaria de Baja California.
2.5.    El cargo por operación del CENACE se aplica en todas las categorías tarifarias, a través de un monto por nivel de consumo (kWh) correspondiente a las cargas.
2.6.    Los cargos por la operación del Suministrador de Servicios Básicos se componen de un importe mensual único independiente del nivel de consumo o demanda del usuario.
2.7.    El cargo por los Servicios Conexos no incluidos en el MEM se aplica para las 12 categorías tarifarias y 17 divisiones tarifarias y corresponde a un importe mensual por nivel de consumo (kWh).
 
2.8.    En materia de Tarifas Reguladas (transmisión, distribución, operación del CENACE, operación del Suministrador de Servicios Básicos y servicios conexos no incluidos en el MEM), se aplican los cargos correspondientes que expida la Comisión para el periodo tarifario de aplicación vigente.
2.9.    El cargo por Generación se compone de un cargo por energía y un cargo por capacidad
2.10.   El cargo de energía se establece mediante un importe variable único para aquellas categorías con medición simple y con cargos para los periodos horarios base, intermedio, punta y semipunta correspondientes a cada división tarifaria, para las categorías con medición horaria:
a.     Categorías con cargo por energía ordinario: DB1, DB2, PDBT, GDBT, RABT, RAMT, GDMTO, APBT y APMT.
b.     Categorías con cargo por energía horario: GDMTH, DIST y DIT.
2.11.   El cargo de capacidad se aplica con base a lo siguiente:
a.     Categorías con cargo asignado al consumo (kWh): DB1, DB2, PDBT, APBT, APMT y RABT.
b.     Categorías con cargo asignado a la demanda máxima (kW): GDBT, GDMTO y RAMT.
c.     Categorías con cargo asignado a la demanda máxima coincidente con el periodo horario de punta (kW): GDMTH, DIST y DIT.
3.       PARÁMETROS Y VARIABLES
3.1.    Los parámetros son insumos para el cálculo y ajuste del cargo por generación que no cambiarán con la misma periodicidad con la que se determinarán los cargos de energía y capacidad (mensualmente); algunos cambiarán anualmente o en el momento en el que se cuente con nueva información.
3.2.    Las variables son insumos para el cálculo del cargo por generación que cambiarán con la misma periodicidad que la determinación de los cargos tarifarios (mensualmente).
3.3.    Los parámetros considerados para el cálculo del cargo por generación son:
a.     Factores de carga
b.     Factores de pérdidas
c.     Factores de diversidad
d.     Periodos horarios
3.3.1.  Factores de carga
a.     El factor de carga es la relación entre la carga promedio en un tiempo determinado y la carga máxima registrada en el mismo periodo de una categoría tarifaria.
b.     Los factores de carga que se utilizan para determinar los cargos de capacidad son los siguientes:
Tabla 2. Factor de Carga
Categoría tarifaria
Factor de carga
DB1
0.59
DB2
0.59
APBT
0.50
APMT
0.50
RABT
0.50
RAMT
0.50
PDBT
0.58
GDBT
0.49
GDMTH
0.57
GDMTO
0.55
DIST
0.74
DIT
0.71
Fuente: CFE
 
3.3.2.  Factores de pérdidas
a.     Se aplican los factores de pérdidas contenidos en el Anexo E del Acuerdo A/074/2015(2) o, en su caso, los que expida la Comisión para el periodo tarifario de aplicación vigente, dado que la facturación al usuario final se efectúa con base en el consumo medido.
b.     La estimación de las pérdidas de potencia se realiza a partir de la energía y el factor de carga de la categoría tarifaria correspondiente, mediante la aplicación de la fórmula Buller-Woodrow(3). La fórmula relaciona el factor de carga de la energía con el factor de carga de las pérdidas de dicha etapa, de la siguiente manera:
3.3.3.  Factores de Diversidad
a.     Los factores de diversidad por categorías tarifarias se muestran en la siguiente tabla:
Tabla 3. Factor de Diversidad
Categoría

DB1
1.00
DB2
1.01
APBT
1.00
APMT
1.00
RABT
1.05
RAMT
1.05
PDBT
1.18
GDBT
1.29
GDMTO
1.05
GDMTH
1.25
DIST
1.35
DIT
2.50
Fuente: CFE
3.3.4.  Periodos Horarios
a.     Se establecen los periodos horarios base, intermedio, punta y semipunta(4) en las categorías con medición horaria, con el fin de realizar un cargo diferenciado según el periodo de tiempo en el que el costo de generación es más alto.
b.     Se asignan los periodos horarios en cada uno de los tres sistemas: Sistema Interconectado Baja California (BC), Sistema Interconectado Baja California Sur (BCS) y Sistema Interconectado Nacional (SIN).
c.     En los sistemas de BC y BCS corresponderán las divisiones tarifarias del mismo nombre a cada una de ellas; en el SIN corresponderá el resto de las divisiones.
d.     Las temporadas del año en cada una de los sistemas para las que se definen los periodos horarios, quedan de la siguiente manera:
Tabla 4. Temporadas del año
Sistema
Categoría
tarifaria
Temporada
Periodo
Baja California
GDMTH, DIST y
DIT
Verano
Del primero de mayo al sábado anterior al último domingo de octubre.
Invierno
Del último domingo de octubre al 30 de abril.
Baja California Sur
GDMTH, DIST y
DIT
Verano
Del primer domingo de abril al sábado anterior al último domingo de octubre.
Invierno
Del último domingo de octubre al sábado anterior al primer domingo de abril.
SIN
GDMTH
Verano
Del primer domingo de abril al sábado anterior al último domingo de octubre.
Invierno
Del último domingo de octubre al sábado anterior al primer domingo de abril.
DIST y DIT
Primavera
Del primero de febrero al sábado anterior al primer domingo de abril.
Verano
Del primer domingo de abril al 31 de julio.
Otoño
Del primero de agosto al sábado anterior al último domingo de octubre.
Invierno
Del último domingo de octubre al 31 de enero.
Fuente: CRE
e.     Los periodos horarios base, intermedio, semipunta y punta se definen para los sistemas BC, BCS y SIN conforme a las distintas temporadas del año, de la siguiente manera:
Tabla 5. Categoría GDMTH
Sistema Interconectado Baja California
Temporada de verano
Día de la semana
Base
Intermedio
Punta
Lunes a viernes
 
0:00 - 14:00
18:00 - 24:00
14:00 - 18:00
Sábado
 
0:00 - 24:00
 
Domingo y festivo(5)
 
0:00 - 24:00
 
Temporada de invierno
Día de la semana
Base
Intermedio
Punta
Lunes a viernes
0:00 - 17:00
22:00 - 24:00
17:00 - 22:00
 
Sábado
0:00 - 18:00
21:00 - 24:00
18:00 - 21:00
 
Domingo y festivo
0:00 - 24:00
 
 
Sistema Interconectado Baja California Sur
 
Temporada de verano
Día de la semana
Base
Intermedio
Punta
Lunes a viernes
 
0:00 - 12:00
22:00 - 24:00
12:00 - 22:00
Sábado
 
0:00 - 19:00
22:00 - 24:00
19:00 22:00
Domingo y festivo
 
0:00 - 24:00
 
Temporada de invierno
Día de la semana
Base
Intermedio
Punta
Lunes a viernes
0:00 - 18:00
22:00 - 24:00
18:00 - 22:00
 
Sábado
0:00 - 18:00
21:00 - 24:00
18:00 - 21:00
 
Domingo y festivo
0:00 - 19:00
21:00 - 24:00
19:00 - 21:00
 
Sistema Interconectado Nacional
Temporada de verano
Día de la semana
Base
Intermedio
Punta
Lunes a viernes
0:00 - 6:00
6:00 - 20:00
22:00 - 24:00
20:00 - 22:00
Sábado
0:00 - 7:00
7:00 - 24:00
 
Domingo y festivo
0:00 - 19:00
19:00 - 24:00
 
Temporada de invierno
Día de la semana
Base
Intermedio
Punta
Lunes a viernes
0:00 - 6:00
6:00 - 18:00
22:00 - 24:00
18:00 - 22:00
Sábado
0:00 - 8:00
8:00 - 19:00
21:00 - 24:00
19:00 - 21:00
Domingo y festivo
0:00 - 18:00
18:00 - 24:00
 
Fuente: CRE
Tabla 6. Categoría DIST
Sistema Baja California
Temporada de verano
Día de la semana
Base
Intermedio
Semipunta
Punta
Lunes a viernes
 
0:00 - 12:00
22:00 - 24:00
12:00 - 14:00
18:00 - 22:00
14:00 - 18:00
Sábado
 
0:00 - 24:00
 
 
Domingo y festivo
 
0:00 - 24:00
 
 
Temporada de invierno
Día de la semana
Base
Intermedio
Punta
Lunes a viernes
0:00 - 17:00
22:00 - 24:00
17:00 - 22:00
 
Sábado
0:00 - 18:00
21:00 - 24:00
18:00 - 21:00
 
Domingo y festivo
0:00 - 24:00
 
 
Sistema Baja California Sur
Temporada de verano
Día de la semana
Base
Intermedio
Punta
Lunes a viernes
 
0:00 - 12:00
22:00 - 24:00
12:00 - 22:00
Sábado
 
0:00 - 19:00
22:00 - 24:00
19:00 - 22:00
Domingo y festivo
 
0:00 - 24:00
 
Temporada de invierno
Día de la semana
Base
Intermedio
Punta
Lunes a viernes
0:00 - 18:00
22:00 - 24:00
18:00 - 22:00
 
Sábado
0:00 - 18:00
21:00 - 24:00
18:00 - 21:00
 
Domingo y festivo
0:00 - 19:00
21:00 - 24:00
19:00 - 21:00
 
 
Sistema Interconectado Nacional
Temporada de primavera
Día de la semana
Base
Intermedio
Punta
Lunes a viernes
0:00 - 6:00
6:00 - 19:00
22:00 - 24:00
19:00 - 22:00
Sábado
0:00 - 7:00
7:00 - 24:00
 
Domingo y festivo
0:00 - 19:00
23:00 - 24:00
19:00 - 23:00
 
Temporada de verano
Día de la semana
Base
Intermedio
Punta
Lunes a viernes
1:00 - 6:00
0:00 - 1:00
6:00 - 20:00
22:00 - 24:00
20:00 - 22:00
Sábado
1:00 - 7:00
0:00 - 1:00
7:00 - 24:00
 
Domingo y festivo
0:00 - 19:00
19:00 - 24:00
 
Temporada de otoño
Día de la semana
Base
Intermedio
Punta
Lunes a viernes
0:00 - 6:00
6:00 - 19:00
22:00 - 24:00
19:00 - 22:00
Sábado
0:00 - 7:00
7:00 - 24:00
 
Domingo y festivo
0:00 - 19:00
23:00 - 24:00
19:00 - 23:00
 
Temporada de invierno
Día de la semana
Base
Intermedio
Punta
Lunes a viernes
0:00 - 6:00
6:00 - 18:00
22:00 - 24:00
18:00 - 22:00
Sábado
0:00 - 8:00
8:00 - 19:00
21:00 - 24:00
19:00 - 21:00
Domingo y festivo
0:00 - 18:00
18:00 - 24:00
 
Fuente: CRE
Tabla 7. Categoría DIT
Sistema Baja California
Temporada de verano
Día de la semana
Base
Intermedio
Semipunta
Punta
Lunes a viernes
 
0:00 - 13:00
23:00 - 24:00
17:00 - 23:00
13:00 - 17:00
Sábado
 
0:00 - 24:00
 
 
Domingo y festivo
 
0:00 - 24:00
 
 
Temporada de invierno
Día de la semana
Base
Intermedio
Punta
Lunes a viernes
0:00 - 17:00
22:00 - 24:00
17:00 - 22:00
 
Sábado
0:00 - 18:00
21:00 - 24:00
18:00 - 21:00
 
Domingo y festivo
0:00 - 24:00
 
 
Sistema Baja California Sur
Temporada de verano
Día de la semana
Base
Intermedio
Punta
Lunes a viernes
 
0:00 - 12:30
22:30 - 24:00
12:30 - 22:30
Sábado
 
0:00 - 19:30
22:30 - 24:00
19:30 - 22:30
Domingo y festivo
 
0:00 - 24:00
 
Temporada de invierno
Día de la semana
Base
Intermedio
Punta
Lunes a viernes
0:00 - 18:00
22:00 - 24:00
18:00 - 22:00
 
Sábado
0:00 - 18:00
21:00 - 24:00
18:00 - 21:00
 
Domingo y festivo
0:00 - 19:00
21:00 - 24:00
19:00 21:00
 
Sistema Interconectado Nacional
 
Temporada de primavera
Día de la semana
Base
Intermedio
Punta
Lunes a viernes
0:00 - 6:00
6:00 - 19:30
22:30 - 24:00
19:30 - 22:30
Sábado
0:00 - 7:00
7:00 - 24:00
 
Domingo y festivo
0:00 - 19:00
23:00 - 24:00
19:00 - 23:00
 
Temporada de verano
Día de la semana
Base
Intermedio
Punta
Lunes a viernes
1:00 - 6:00
0:00 - 1:00
6:00 - 20:30
22:30 - 24:00
20:30 - 22:30
Sábado
1:00 - 7:00
0:00 - 1:00
7:00 - 24:00
 
Domingo y festivo
0:00 - 19:00
19:00 - 24:00
 
Temporada de otoño
Día de la semana
Base
Intermedio
Punta
Lunes a viernes
0:00 - 6:00
6:00 - 19:30
22:30 - 24:00
19:30 - 22:30
Sábado
0:00 - 7:00
7:00 - 24:00
 
Domingo y festivo
0:00 - 19:00
23:00 - 24:00
19:00 - 23:00
 
Temporada de invierno
Día de la semana
Base
Intermedio
Punta
Lunes a viernes
0:00 - 6:00
6:00 - 18:30
22:30 - 24:00
18:30 - 22:30
Sábado
0:00 - 8:00
8:00 - 19:30
21:30 - 24:00
19:30 - 21:30
Domingo y festivo
0:00 - 18:00
18:00 - 24:00
 
Fuente: CRE
3.4.    Las variables consideradas para el cálculo del cargo por generación son:
a.     Ventas de energía eléctrica
b.     Usuarios atendidos
c.     Precios Marginales Locales
d.     Costos de generación
3.4.1.  Ventas de energía eléctrica
a.     Las ventas de energía eléctrica se determinan con base en la información mensual observada
de enero 2014 a octubre de2020, por categoría y división tarifarias, proporcionada por CFE Suministrador de Servicios Básicos.
b.     Se analiza y evalúa el comportamiento de las ventas de energía eléctrica para identificar las características que definen la estacionalidad y variaciones mensuales.
c.     Se determinaron las ventas de energía eléctrica para los meses de noviembre y diciembre de 2020, con una tasa de crecimiento anual de -0.11%.
d.     Se estimaron las variaciones del total de la energía por categoría tarifaria del año n respecto al año n-1 del periodo 2014 - 2020.
e.     Se realizó un promedio de las variaciones por categoría tarifaria obtenidas en el punto anterior, las cuales son las siguientes:
Tabla 8. Tasas de crecimiento anual de las ventas de energía eléctrica
Categoría Tarifaria
TCA
DB1
2.05%
DB2
2.18%
APBT
4.19%
APMT
6.07%
RABT
4.13%
RAMT
2.51%
PDBT
3.00%
GDBT
-1.68%
GDMTO
1.34%
GDMTH
3.11%
DIST
-0.07%
DIT
-2.05%
Fuente: Cálculo CRE con información de CFE.
f.     Se aplicaron las por categoría tarifaria a las ventas de energía de 2019, conforme a lo siguiente:
Donde:
g.     Posteriormente, se aplicaron las variaciones en las ventas de energía del año 2020 respecto a 2019 para obtener las ventas de energía 2021.
Tabla 9. Ventas de energía eléctrica esperadas (GWh), 2021
División
ene
feb
mar
abr
may
jun
Jul
ago
sep
oct
nov
dic
Baja California
714
783
733
770
835
895
1,133
1,297
1,368
1,075
862
748
Baja California Sur
171
165
159
171
186
195
229
272
282
266
245
202
Bajío
1,745
1,853
1,893
2,049
2,099
2,109
2,067
2,019
2,006
1,888
1,893
1,813
Centro Occidente
784
852
772
851
831
898
861
811
884
817
828
788
Centro Oriente
933
973
962
1,024
1,002
1,004
990
1,001
1,009
981
1,059
844
Centro Sur
704
687
673
721
729
734
721
730
716
694
708
674
Golfo Centro
651
703
695
776
815
913
932
938
980
900
836
730
Golfo Norte
1,922
2,116
2,041
2,216
2,390
2,869
3,085
3,200
3,388
3,001
2,492
2,190
Jalisco
1,041
1,064
1,056
1,166
1,158
1,220
1,226
1,214
1,214
1,176
1,181
1,120
Noroeste
874
881
861
1,019
1,158
1,416
1,745
2,030
1,952
1,792
1,556
1,083
Norte
1,132
1,194
1,267
1,488
1,583
1,738
1,966
2,096
1,836
1,553
1,378
1,273
Oriente
714
716
743
766
857
964
930
877
931
842
812
619
Peninsular
726
698
757
820
910
967
1,034
978
1,016
939
944
774
Sureste
672
668
672
721
781
792
549
991
814
794
772
718
Valle de México
Centro
594
510
728
633
637
659
653
649
672
615
644
627
Valle de México
Norte
777
819
756
852
819
865
731
920
839
813
842
893
Valle de México Sur
724
766
732
792
786
858
788
776
783
771
791
718
Total
14,876
15,450
15,500
16,833
17,578
19,095
19,641
20,798
20,689
18,917
17,841
15,814
         Fuente: Cálculo CRE con información de CFE.
         La Comisión podrá actualizar las ventas de energía eléctrica esperadas, en caso de que se identifiquen desviaciones significativas en relación con la información observada en el mismo año, en el entendido que, de hacer uso de esta facultad, deberá justificarlo, transparentarlo y difundirlo en los medios que estime prudentes.
3.4.2.  Usuarios atendidos
a.     Los usuarios atendidos se determinan con base en la información mensual observada de enero 2013 a octubre de 2020(6), por categoría y división tarifarias, proporcionada por CFE Suministrador de Servicios Básicos.
b.     Se analiza y evalúa el comportamiento de los usuarios atendidos para identificar las características que definen el patrón y variación mensual.
c.     Se obtuvieron los promedios anuales de 2013 a 2020 y se definió una tasa de crecimiento anual por categoría para los usuarios atendidos.
Tabla 10. Tasas de crecimiento anual de los usuarios atendidos
Categoría Tarifaria
TCA
DB1
2.94%
DB2
2.93%
APBT
7.17%
APMT
-7.71%
RABT
2.54%
RAMT
4.80%
PDBT
2.19%
GDBT
-9.08%
GDMTO
6.11%
GDMTH
4.86%
DIST
1.74%
DIT
4.21%
Fuente: Cálculo CRE con información de CFE.
d.     Para efectos del ejercicio 2021, se estimó el número de usuarios atendidos de noviembre 2020 a diciembre 2021 por categoría y división tarifarias, a partir de la tasa de crecimiento periódica mensual.
e.     Se estimó una estacionalidad de crecimiento a los usuarios en cada mes a partir del cociente de los usuarios del mes m y el promedio del año n. Dicha estacionalidad se le aplicó a la tasa.
f.     Los usuarios atendidos esperados de 2021 se presentan a continuación:
Tabla 11. Usuarios atendidos esperados (miles), 2021
División
ene
feb
mar
Abr
may
Jun
jul
ago
sep
oct
nov
Dic
Baja
California
1,542
1,546
1,550
1,553
1,557
1,561
1,564
1,568
1,572
1,576
1,580
1,584
Baja
California
Sur
330
331
332
333
333
334
335
336
337
337
338
339
Bajío
4,670
4,681
4,692
4,704
4,715
4,726
4,737
4,749
4,760
4,772
4,784
4,795
Centro
Occidente
2,436
2,442
2,448
2,454
2,459
2,465
2,471
2,477
2,483
2,489
2,495
2,501
Centro
Oriente
3,287
3,294
3,302
3,310
3,318
3,325
3,333
3,341
3,349
3,357
3,365
3,373
Centro Sur
3,001
3,008
3,015
3,022
3,029
3,037
3,044
3,051
3,058
3,066
3,073
3,081
Golfo
Centro
2,028
2,033
2,038
2,042
2,047
2,052
2,057
2,062
2,067
2,072
2,077
2,082
Golfo Norte
3,556
3,565
3,573
3,582
3,591
3,599
3,608
3,617
3,626
3,635
3,643
3,652
Jalisco
3,360
3,368
3,376
3,384
3,392
3,400
3,408
3,416
3,424
3,432
3,440
3,449
Noroeste
2,171
2,176
2,181
2,186
2,192
2,197
2,202
2,208
2,213
2,218
2,224
2,229
Norte
2,300
2,306
2,311
2,317
2,322
2,328
2,334
2,339
2,345
2,351
2,356
2,362
Oriente
3,188
3,196
3,203
3,211
3,218
3,226
3,234
3,241
3,249
3,257
3,265
3,273
Peninsular
2,028
2,033
2,038
2,043
2,048
2,053
2,058
2,062
2,067
2,072
2,078
2,083
Sureste
3,862
3,871
3,880
3,889
3,899
3,908
3,917
3,927
3,936
3,945
3,955
3,964
Valle de
México
Centro
2,141
2,145
2,150
2,155
2,160
2,165
2,170
2,175
2,180
2,186
2,191
2,196
Valle de
México
Norte
3,037
3,044
3,051
3,058
3,065
3,073
3,080
3,087
3,094
3,102
3,109
3,117
Valle de
México Sur
2,812
2,818
2,825
2,831
2,838
2,845
2,851
2,858
2,865
2,872
2,879
2,885
Total
45,748
45,857
45,965
46,074
46,183
46,293
46,404
46,515
46,626
46,738
46,851
46,964
Fuente: Cálculo CRE con información de CFE.
         La Comisión podrá actualizar los usuarios atendidos esperados, en caso de que se identifiquen desviaciones significativas en relación con la información observada en el mismo año, en el entendido que, de hacer uso de esta facultad, deberá justificarlo, transparentarlo y difundirlo en los medios que estime prudentes.
3.4.3.  Precios Marginales Locales
a.     Los PML se definen como el precio de la energía eléctrica en un nodo determinado del Sistema Eléctrico Nacional para un periodo definido, calculado por el CENACE de conformidad con las Reglas del Mercado y aplicables a las transacciones de energía eléctrica realizadas en el mercado de energía de corto plazo.
c.     Los PML de las 108 zonas de carga se agrupan en las 17 divisiones tarifarias a través de un promedio simple de las zonas de carga contenidas en cada división tarifaria.
d.     La correspondencia de las zonas de carga con cada división tarifaria, es la siguiente:
Tabla 12. Zonas de Carga por División Tarifaria
División tarifaria
Zona de Carga
Baja California
Caborca, Ensenada, Mexicali, San Luis, Tijuana
Baja California Sur
Constitución, La Paz, Los Cabos
Bajío
Aguascalientes, Celaya, Durango, Fresnillo, Irapuato, Ixmiquilpan, León, Querétaro, Salvatierra, San Juan del Rio, Zacatecas.
Centro Occidente
Apatzingán, Colima, Jiquilpan, Lázaro Cárdenas, Manzanillo, Morelia, Uruapan, Zacapu, Zamora.
Centro Oriente
Centro Oriente, Izúcar, Puebla, San Martín, Tecamachalco, Tehuacán, Tlaxcala, Valle de México Norte.
Centro Sur
Acapulco, Centro Sur, Chilpancingo, Cuautla, Cuernavaca, Iguala, Morelos, Zihuatanejo
Golfo Centro
Celaya, Huasteca, Huejutla, Matehuala, Querétaro, San Luis Potosí, Tampico, Victoria.
Golfo Norte
Matamoros, Monclova, Montemorelos, Monterrey, Nuevo Laredo, Piedras Negras, Reynosa, Sabinas, Saltillo
Jalisco
Ciénega, Guadalajara, Los Altos, Minas, Tepic Vallarta, Zapotlán
Noroeste
Caborca, Culiacán, Guasave, Guaymas, Hermosillo, Los Mochis, Mazatlán, Navojoa, Nogales, Obregón
Norte
Camargo, Casas Grandes, Chihuahua, Cuauhtémoc, Durango, Juárez, Laguna
Oriente
Coatzacoalcos, Córdoba, Los Tuxtlas, Orizaba, Poza Rica, Teziutlán, Veracruz, Xalapa.
Peninsular
Campeche, Cancún, Carmen, Chetumal, Mérida, Motul Tizimín, Riviera Maya, Ticul
Sureste
Chontalpa, Huajuapan, Huatulco, Los Ríos, Oaxaca, San Cristóbal, Tapachula, Tehuantepec, Tuxtla, Villahermosa
Valle de México Centro
Valle de México Centro, Valle de México Norte
Valle de México Norte
Valle de México Norte
Valle de México Sur
Centro Sur, Valle de México Sur
Fuente: Con información del CENACE vigente al 19 de octubre de 2020.
e.     Para efectos del ejercicio 2021, se analizó el comportamiento de los PML para identificar las características que definen el patrón y variación mensual.
f.     Se calcularon las tasas de crecimiento media anual (TCMA) de los PML promedio mensuales de todo el sistema en el periodo 2018-2020.
g.     Se calculó una serie mensual de PML base para todo el Sistema Eléctrico Nacional, como el promedio de los PML mensuales de 2018 a 2020, y se aplicaron las TCMA.
h.     Se definió una matriz de ponderadores mensuales por división tarifaria con base en los PML observados en 2020 que miden el peso de cada división tarifaria en el PML promedio de todo el sistema.
i.      Se aplicó un ponderador mensual a la nueva serie de PML base 2021 para encontrar los PML promedio mensuales por división tarifaria. Los PML esperados en 2021 se presentan a continuación:
Tabla 13. Precios Marginales Locales esperados mensuales por división tarifaria ($/MWh), 2021
División
ene
feb
mar
Abr
may
jun
Jul
ago
sep
oct
nov
dic
Promedio
Baja California
548
427
373
338
761
530
835
1954
1015
1088
589
535
749
Baja California Sur
1775
2024
1708
1357
1799
3104
3486
3649
3393
3278
2514
1581
2472
Bajío
605
705
762
698
723
691
648
764
697
736
857
515
700
Centro Occidente
623
725
805
742
738
704
661
781
717
750
877
532
721
Centro Oriente
666
793
912
856
815
789
718
883
879
834
908
584
803
Centro Sur
674
804
907
856
814
785
719
876
837
833
926
591
802
Golfo Centro
553
635
711
671
659
597
619
728
653
689
778
466
647
Golfo Norte
443
395
492
546
590
553
574
694
586
570
627
389
538
Jalisco
614
715
794
720
718
684
653
770
704
738
869
519
708
Noroeste
307
264
278
291
612
592
574
702
632
483
604
362
475
Norte
384
337
400
426
629
593
588
705
569
466
597
364
505
Oriente
642
786
931
873
821
795
708
866
857
811
895
575
797
Peninsular
805
1181
1279
1279
1260
940
1027
1132
1182
899
943
608
1045
Sureste
700
912
1131
1055
963
841
777
936
954
875
941
603
891
VM Centro
660
782
887
847
804
772
705
865
838
821
901
578
788
VM Norte
653
770
863
831
801
767
695
845
806
802
895
572
775
VM Sur
664
787
893
853
806
775
709
869
841
826
906
580
792
Promedio
666
767
831
779
842
854
865
1060
951
912
919
586
836
Fuente: Cálculo CRE con información del CENACE.
3.4.4.  Costos de Generación
a.     El costo total de generación se compone de tres rubros:
Los costos incluidos en este rubro se componen de la facturación correspondiente a los siguientes conceptos:
Tabla 14. Conceptos de Costos de Otras Fuentes
Costos fijos de otras fuentes
Costos variables de otras fuentes
Potencia adquirida en el Mercado de Balance de Potencia
Energía adquirida en el Mercado de Día en Adelanto
Potencia adquirida en Subastas de Largo Plazo
Energía adquirida en el Mercado de Tiempo Real
Potencia adquirida en Subastas de Mediano Plazo
Energía adquirida en Subastas de Largo Plazo
 
Energía adquirida en Subastas de Mediano Plazo
 
Transacciones de Importación/Exportación
 
 
d.     Los otros costos asociados están desglosados en costos fijos y variables:
Donde:
Los costos incluidos en este rubro se componen de la facturación correspondiente a los siguientes conceptos:
Tabla 15. Conceptos de Otros Costos Asociados
Otros costos fijos asociados
Otros costos variables asociados
Cámara de Compensación
Pago de Derechos Financieros de Transmisión en Subastas
Déficit y superávit de los Contratos de Interconexión Legados (GI)
Distribución de Derechos Financieros de Transmisión de las Subastas
 
Distribución de Derechos Financieros de Transmisión cancelados
 
Exceso y Faltante de cobros por congestión en el Mercado de Día en Adelanto
 
Exceso y Faltante de cobros por congestión en el Mercado de Tiempo Real
 
Sobrecobro por pérdidas marginales en el Mercado de Día en Adelanto
 
Sobrecobro por pérdidas marginales en el Mercado de Tiempo Real
 
Servicios Conexos en el Mercado de Día en Adelanto
 
Servicios Conexos en el Mercado de Tiempo Real
 
Costos de energía de desbalance en interconexiones internacionales
 
Costos de energía de Confiabilidad en interconexiones internacionales
 
Certificados de Energías Limpias (CEL)
 
Costos de generación de los Pequeños Sistemas Eléctricos en el régimen de Micro-Red
 
Montos bonificados a los usuarios de la tarifa interrumpible I-15 de los convenios vigentes
3.5.    Costos de Generación esperados para el ejercicio 2021
3.5.1.  Los costos de generación son una función de la demanda de energía eléctrica y productos asociados para el suministro básico.
3.5.2.  La Comisión estimó una demanda de energía eléctrica para el ejercicio 2021 de 262 TWh.
3.5.3.  La demanda de energía eléctrica esperada para el ejercicio 2021, se distribuye de la siguiente forma:
Tabla 16. Compras de energía eléctricas esperadas (MWh), 2021
Mes
CLSB
SLP
MEM
Total
ene
17,980,237
1,290,168
340,213
19,610,618
feb
16,705,438
1,165,313
927,185
18,797,936
mar
18,346,542
1,362,265
1,672,259
21,381,067
abr
17,781,161
1,395,633
639,355
19,816,149
may
19,731,223
1,442,154
1,067,636
22,241,014
jun
21,018,167
1,412,566
1,292,268
23,723,002
jul
22,163,917
1,492,240
1,362,159
25,018,316
ago
21,052,260
1,575,114
2,632,391
25,259,765
sep
20,238,755
1,524,304
1,312,234
23,075,293
oct
18,715,924
1,575,114
2,351,057
22,642,095
nov
17,181,346
1,524,304
894,311
19,599,961
dic
15,841,272
1,575,114
3,382,492
20,798,877
Total
226,756,243
17,334,290
17,873,560
261,964,093
Fuente: Cálculo CRE con información de CFE.
3.5.4.  La Comisión realizó un ejercicio para definir los costos de generación esperados en 2021 que permitan un equilibrio entre los objetivos de eficiencia y la adecuada recuperación de costos del servicio de suministro básico, siempre que dichos costos reflejen Prácticas Prudentes.
3.5.5.  Los costos esperados de los CLSB se definieron de conformidad con el siguiente ejercicio aplicado:
a.     Los costos esperados de las centrales eléctricas legadas y las centrales externas legadas se calcularon mensualmente con base en las variables, los factores de ajuste, los mecanismos de pago y valores de las centrales eléctricas con contratos legados, que se describen en los Convenios que modifican el Contrato Legado para el Suministro Básico autorizados por la Comisión el 13 de noviembre de 2020, y en apego a los principios y recomendaciones establecidos en el Acuerdo A/037/2020 (Acuerdo de la Comisión por el que emite opinión respecto a la modificación de la Metodología, Criterios y Términos para Contratos Legados, Anexo D, de los Mecanismos., Términos, Plazos, Criterios, Bases y Metodologías bajo los cuáles los Suministradores de Servicios Básicos tendrán la opción de celebrar Contratos de Cobertura Eléctrica basados en los costos de las Centrales Eléctricas Legadas y los contratos de las Centrales Externas Legadas) publicado por la Comisión el 30 de octubre de 2020.
b.     Los costos fijos esperados de las centrales eléctricas legadas se integran por los siguientes componentes:
(i)    operación y mantenimiento de la infraestructura,
(ii)    obligaciones laborales,
(iii)   depreciación de activos,
(iv)   reserva de capacidad de gasoductos,
(v)    desmantelamiento de la central nuclear, e
(vi)   infraestructura de provisión de combustible correspondiente al Sistema de Manejo Interno de Carbón en la C.T. Pdte. Plutarco Elías Calles (Petacalco).
c.     Los costos fijos de operación y mantenimiento de la infraestructura de las centrales eléctricas legadas se integran por: 1) operación y mantenimiento, 2) retorno nivelado aplicable en el 2021, 3) pago por la supervisión de los permisos de energía eléctrica que realiza la Comisión y 4) las cuotas anuales a generadores y por punto de medición pagaderas al CENACE(7).
d.     Los costos variables esperados de las centrales eléctricas legadas se integran por los siguientes componentes:
(i)    costos por el combustible utilizado por las centrales térmicas,
(ii)    operación y mantenimiento,
(iii)   pago de las Tarifas Reguladas de Transmisión y de operación del CENACE aplicables a los generadores en 2021,
(iv)   cargo por el uso no consuntivo de aguas nacionales, aplicable a las centrales hidroeléctricas.
e.     Los costos variables por el combustible utilizado se calcularon a partir del precio del combustible más económico disponible, el pronóstico mensual de los precios de combustibles, el régimen térmico que se obtiene a partir de la función de producción por cantidad de
combustible que se señala en el Convenio Modificatorio al Contrato Legado para el Suministro Básico para centrales eléctricas legadas y la energía eléctrica contratada, correspondientes a cada central eléctrica legada.
f.     El pronóstico de los precios de los combustibles se realizó a partir de promedios mensuales de los precios de combustibles que calculó el CENACE para evaluar las ofertas económicas presentadas por los participantes del mercado en el MDA durante el 2020, y un factor de ajuste que refleja la variación mensual entre los precios de combustibles de referentes nacionales e internacionales reportados en 2020 y el valor de sus futuros para 2021. Para el caso del uranio, se utilizó el precio reportado para el 2021, en el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2019-2033. En la siguiente tabla se resume el pronóstico mensual de los precios de combustibles que se utilizaron para el cálculo:
Tabla 17. Precios de combustibles esperados (pesos/MMBtu), 2020
Mes
Carbón
Combustóleo
Diésel
Gas
Uranio
ene-21
76.85
131.67
387.33
58.04
14.55
feb-21
77.04
132.33
388.65
57.24
14.59
mar-21
77.23
133.06
389.97
55.14
14.64
abr-21
77.42
133.80
391.30
49.80
14.70
may-21
77.61
134.53
392.63
48.96
14.75
jun-21
77.81
135.16
393.97
49.44
14.80
jul-21
78.00
135.71
395.31
50.06
14.86
ago-21
78.19
136.08
396.66
50.21
14.90
sep-21
78.38
136.45
398.01
49.98
14.95
oct-21
78.57
136.74
399.37
50.49
15.01
nov-21
78.77
136.93
400.73
51.51
15.07
dic-21
78.96
137.11
402.09
53.95
15.12
Fuente: Cálculo CRE con información del CENACE.
g.     El costo por consumo del agua de las centrales hidroeléctricas se calculó con el cargo anual vigente por el pago a la Comisión Nacional del Agua de derechos en 2020 actualizado por la inflación observada en el periodo octubre 2019 a octubre 2020 y el consumo estimado de agua de las centrales hidroeléctricas por cada megawatt-hora generado.
h.     Los costos variables esperados de las centrales eléctricas legadas se calcularon con base en la energía eléctrica estimada mediante un ejercicio de despacho económico proporcionado por la CFE a esta Comisión.
i.      Los costos fijos y variables esperados de las centrales externas legadas se definieron con base en información histórica del periodo 2018-2020.
j.      Los factores de ajuste que reflejan las variaciones de los precios que sean relevantes para cada uno de los componentes de los costos fijos y variables de las centrales eléctricas legadas y externas legadas, se calculan con los siguientes índices e indicadores económicos, cuyos valores esperados para 2021 se estimaron tomando como referencia los valores observados en 2018, 2019 y 2020 ajustados con sus variaciones típicas mensuales y anuales, y para el caso del tipo de cambio, a partir del valor de sus futuros para el 2021:
Tabla 18. Índices e indicadores económicos, 20211
Mes
PDSB1/
INPC2/
PPICM3/
TCam4/
ene
0.07
110.83
144.07
20.26
feb
0.07
111.11
144.58
20.32
mar
0.07
111.36
145.17
20.38
abr
0.07
110.88
145.21
20.47
may
0.07
110.85
145.21
20.53
jun
0.07
111.22
145.32
20.60
jul
0.07
111.80
146.12
20.68
ago
0.07
112.16
146.26
20.75
sep
0.07
112.50
146.57
20.82
oct
0.07
113.13
146.90
20.90
nov
0.07
114.09
146.70
20.97
dic
0.07
114.80
146.56
21.04
1/ El PDSB es el incremento (%) al salario diario tabulado acumulado conforme a la revisión entre el Sindicato y la CFE a la fecha de liquidación a partir del 1 de enero de 2019, el cual se actualizará a partir de la fecha en que CFE Suministrador de Servicios Básicos (CFE SSB) proporcione a la Comisión la información referente al incremento al salario correspondiente al año 2021. Cálculo CRE con información de CFE SSB. 2/ Índice Nacional de Precios al Consumidor. Fuente: Cálculo CRE con información del Instituto Nacional de Estadística y Geografía (INEGI). 3/ Índice de Precios al Productor de Estados Unidos de América correspondiente al rubro Commercial Machinery Repair and Maintenance. Fuente: Cálculo CRE con información de Federal Reserve Bank of St. Louis. 4/ Promedio del Tipo de cambio FIX para solventar obligaciones denominadas en Dólares. Fuente: Futuros 2021, CME Group, consulta 30 de noviembre de 2020.
k.     Los costos esperados de los contratos de cobertura eléctrica celebrados a través de subastas se definieron con base en la información de los proyectos adjudicados en las subastas de largo plazo 2015, 2016 y 2017.
l.      Los costos esperados del MEM se definieron a partir de la evolución esperada de los Precios Marginales Locales (PML) promedio del Mercado del Día en Adelanto (MDA) en 2021 del numeral 3.4.3 del presente Anexo, y con el diferencial de la energía eléctrica adquirida en el MEM para cubrir la demanda del suministro básico, es decir, aquella energía que no está cubierta por el CLSB y los contratos de cobertura eléctrica celebrados a través de subastas.
m.    Los costos de generación esperados de los Pequeños Sistemas Eléctricos en el régimen de Micro-Red que operan en la Península de Yucatán y el Pequeño Sistema Eléctrico en Régimen de Operación Simplificada en Baja California, se definieron a partir de la información histórica.
n.     De esta forma, los costos de generación esperados para el ejercicio 2021 son los siguientes:
Tabla 19. Costos de generación esperados (millones de pesos), 2021
Concepto
CLSB
CLSB
Capacidad
(Fijo)
CLSB Energía
(Variable)
SLP
MEM
Pequeños
Sistemas
Eléctricos
Total
Total
309,827
157,533
152,294
11,908
14,988
167
336,890
Fuente: Cálculo CRE de conformidad con la sección 3.5 del presente Anexo.
3.6.    Cargos por generación
3.6.1.  Los cargos de generación (energía y capacidad) se ajustarán mensualmente con base en los costos de generación a los que se refiere al numeral 3.5.5 estacionalizados con los factores del numeral 3.6.1, inciso d, mediante el siguiente mecanismo:
a.     Se calcula el factor de ajuste de los cargos de generación, como el cociente de los costos de
generación estacionalizados y el valor de la facturación por concepto de generación, como si los cargos tarifarios de energía y capacidad permanecieran constantes respecto al mes anterior:

Donde:

Donde:
b.     Se calculan los cargos de generación (energía y capacidad) del mes:

c.     En aquellos casos donde, por cuestiones de cambio de temporada de invierno a verano, o por necesidad de diferenciación, y no se tenga los cargos tarifarios de los periodos horarios punta y semipunta del mes corriente o anterior, dichos cargos tarifarios se calcularán con la diferencia relativa respecto al periodo horario intermedio, con base en los PML de 2016, 2017, 2018 y 2019.
d.     Los factores de estacionalidad de los costos totales de generación para 2021 son los siguientes:
Tabla 20. Factores de estacionalidad de los Costos de generación (%), 2021
Mes
Factor de
Estacionalidad
Ene
6.88
Feb
7.28
Mar
7.25
Abr
8.03
May
8.27
Jun
9.12
Jul
9.27
Ago
9.71
Sep
9.63
Oct
8.79
Nov
8.39
Dic
7.37
Fuente: Elaboración propia CRE.
e.     El presente mecanismo permitirá la recuperación del costo total de generación, conforme a lo establecido en el inciso n del numeral 3.5.5. Sin embargo, la recuperación por separado de los
costos de generación y capacidad pueden ser distinta a lo establecido en dicho inciso.
4.       MECANISMO DE REVISIÓN Y ACTUALIZACIÓN MENSUAL DE LOS COSTOS DE GENERACIÓN DE LOS CLSB Y DEL MEM

 
Tabla 21. Precios esperados de la energía eléctrica adquirida en las SLP ($/MWh), 2021
Mes
Precio (pesos/
MWh)
Ene
384
Feb
384
Mar
377
Abr
370
May
370
Jun
368
Jul
366
Ago
377
Sep
377
Oct
377
Nov
377
Dic
377
PROMEDIO
375
Fuente: Elaboración propia CRE.
 
4.5.    Información requerida y calendario de revisión y reconocimiento de costos de generación
4.5.1.  CFE Suministrador de Servicios Básicos entregará a la Comisión, en las fechas predeterminadas en las Tablas 22 y 23 del presente Anexo, la evidencia estadística y documental necesaria para dar seguimiento a las variaciones en el costo de generación del mes inmediato anterior. La evidencia estadística y documental deberá integrarse al menos de la siguiente información:
a.     Costos fijos, variables y totales, así como la energía eléctrica entregada y productos asociados por central o unidad de central eléctrica de los CLSB del mes a evaluar, correspondientes al pago de los CLSB al valor del Precio Nocional de Referencia (PNR) en el ejercicio de la opción de compra.
b.     Costos totales, la energía eléctrica entregada y productos asociados por central o unidad de central eléctrica de los CLSB del mes a evaluar, correspondientes al pago de los CLSB al valor del PML en el ejercicio de la opción de compra.
c.     Costos MEM, así como la energía eléctrica y productos asociados adquiridos en el MEM para cubrir la demanda del suministro básico no cubierta por el CLSB e independiente a los pagos en PML al amparo de dichos contratos.
 
d.     Costos SLP, así como la energía eléctrica, productos asociados y precios nocionales de los Contratos de Cobertura Eléctrica para cubrir la demanda del suministro básico.
e.     Costos de generación de los Pequeños Sistemas Eléctricos en el régimen de Micro-Red que operan en la Península de Yucatán y el Pequeño Sistema Eléctrico en Régimen de Operación Simplificada en Baja California.
4.5.2.  La Comisión podrá prevenir a CFE Suministrador de Servicios Básicos, por escrito o medios electrónicos y, por una sola vez, para que subsane omisiones o presente aclaraciones de la información indicada en el apartado 4.5.1. en un plazo no mayor a dos días hábiles y, en caso de no brindar atención requerida, la Comisión no admite nueva información por parte de éste, y determinará las TFSB sin ejercer el mecanismo de descrito en el numeral 4 del presente Anexo.
4.5.3.  La información deberá de entregarse en archivos editables en Excel (.xlsx) y en los formatos que la Comisión determine.
4.5.4.  La información que se entregue deberá ser de carácter definitivo y se tomará como datos al cierre del mes a evaluar, y deberá acompañarse de las facturas electrónicas respectivas.
4.5.5.  La Comisión llevará a cabo la evaluación y reconocimiento de los costos de los CLSB en las siguientes fechas:
Tabla 22. Calendario de revisión y reconocimiento de los costos de los CLSB
Mes a evaluar
Fecha de corte
Meses de aplicación
ene-21
22 de enero de 2021
A partir de febrero 2021
feb-21
19 de febrero de 2021
A partir de marzo 2021
mar-21
23 de marzo de 2021
A partir de abril 2021
abr-21
23 de abril de 2021
A partir de mayo 2021
may-21
24 de mayo de 2021
A partir de junio 2021
jun-21
23 de junio de 2021
A partir de julio 2021
jul-21
23 de julio de 2021
A partir de agosto 2021
ago-21
24 de agosto de 2021
A partir de septiembre 2021
sep-21
23 de septiembre de 2021
A partir de octubre 2021
oct-21
22 de octubre de 2021
A partir de noviembre 2021
nov-21
23 de noviembre de 2021
A partir de diciembre 2021
dic-21
23 de diciembre de 2021
A partir de enero 2022
Fuente: Elaboración propia CRE.
4.5.6.  La Comisión llevará a cabo la evaluación y reconocimiento de los costos del MEM, SLP y otros costos, en las siguientes fechas:
Tabla 23. Calendario de revisión y reconocimiento de los costos del MEM
Mes a evaluar
Fecha en la que se entrega
la información
Mes de aplicación
ene-21
19 de febrero de 2021
A partir de marzo 2021
feb-21
24 de marzo de 2021
A partir de abril 2021
mar-21
23 de abril de 2021
A partir de mayo 2021
abr-21
24 de mayo de 2021
A partir de junio 2021
may-21
23 de junio de 2021
A partir de julio 2021
jun-21
23 de julio de 2021
A partir de agosto 2021
jul-21
24 de agosto de 2021
A partir de septiembre 2021
ago-21
23 de septiembre de 2021
A partir de octubre 2021
sep-21
22 de octubre de 2021
A partir de noviembre 2021
oct-21
23 de noviembre de 2021
A partir de diciembre 2021
nov-21
23 de diciembre de 2021
A partir de enero 2022
dic-21
24 de enero de 2022
A partir de febrero 2022
Fuente: Elaboración propia CRE.
 
6.       CRITERIOS GENERALES DE LAS TARIFAS
6.1.    Cargos Tarifarios
6.1.1.  Para su aplicación, los cargos de las tarifas se redondearán a dos, tres o cuatro decimales, según sea o no menor que 5 (cinco), en función de los decimales restantes, según se detalla a continuación:
a.     cargos fijos, cargos aplicados sobre demanda (kW) y bonificaciones: a dos decimales;
b.     cargos aplicados sobre energía (kWh) de las tarifas DB1, DB2, PDBT, GDBT, RABT, APBT, APMT, GDMTO y RAMT: a tres decimales;
c.     cargos aplicados sobre energía (kWh) de las tarifas GDMTH, DIST y DIT: a cuatro decimales;
 
6.2.    Tensión de suministro
6.2.1.  Se considera que:
a.     Baja tensión es el servicio que se suministra en niveles de tensión menores o iguales a 1 (un) kilovolt.
b.     Media tensión es el servicio que se suministra en niveles de tensión mayores a 1 (un) kilovolt, pero menores o iguales a 35 (treinta y cinco) kilovolts.
c.     Alta tensión a nivel subtransmisión es el servicio que se suministra en niveles de tensión mayores a 35 (treinta y cinco) kilovolts, pero menores a 220 (doscientos veinte) kilovolts.
d.     Alta tensión a nivel transmisión es el servicio que se suministra en niveles de tensión iguales o mayores a 220 (doscientos veinte) kilovolts.
6.2.2.  En los casos en que el suministrador tenga disponibles dos o más tensiones que puedan ser utilizadas para suministrar el servicio, y éstas originen la aplicación de tarifas diferentes, el suministrador proporcionará al usuario los datos necesarios para que éste decida la tensión en la que contratará el servicio.
6.2.3.  Los servicios que se alimenten de una red automática se contratarán a la tensión de suministro disponible en la red, y de acuerdo a la tarifa correspondiente a esa tensión.
6.3.    Factor de potencia
6.3.1.  El usuario procurará mantener un factor de potencia (FP) aproximado a 100% (cien por ciento) como le sea posible.
6.3.2.  En el caso de que su factor de potencia durante cualquier periodo de facturación tenga un promedio menor de 90% (noventa por ciento) atrasado, determinado por los métodos establecidos en las Normas Oficiales Mexicanas correspondientes, el suministrador tendrá derecho a cobrar al usuario la cantidad que resulte de aplicar al monto de la facturación el porcentaje de recargo que se determine según la fórmula que se señala:

6.3.3.  En el caso de que el factor de potencia tenga un valor igual o superior de 90% (noventa por ciento), el suministrador tendrá la obligación de bonificar al usuario la cantidad que resulte de aplicar a la factura el porcentaje de bonificación según la fórmula que también se señala.

6.3.4.  Los valores resultantes de la aplicación de estas fórmulas se redondearán a un solo decimal, según sea o no menor que 5 (cinco) el segundo decimal. En ningún caso se aplicarán porcentajes de recargo superiores a 120% (ciento veinte por ciento), ni porcentajes de bonificación superiores a 2.5% (dos puntos cinco por ciento).
6.4.    Contratación y facturación de los servicios por temporadas
6.4.1.  Los servicios suministrados en media tensión para actividades que se realicen por temporadas que normalmente se desarrollen durante periodos de actividad e inactividad operativa, podrán contratarse por tiempo indefinido, en cuyo caso los contratos quedarán en suspenso a solicitud del usuario durante la época de inactividad, para lo cual debe éste avisar por escrito al suministrador por lo menos con 30 (treinta) días de anticipación a las fechas de iniciación y de terminación de la temporada de trabajo.
6.4.2.  En la época de inactividad o de terminación de la temporada, el suministrador podrá desconectar el servicio, el que deberá reconectar al inicio de la actividad, aplicando las cuotas de corte y reconexión establecidas por la autoridad correspondiente.
6.4.3.  El usuario podrá contratar un suministro en baja tensión, conforme a la tarifa correspondiente, para
satisfacer las necesidades de energía eléctrica que requiera durante el tiempo de inactividad.
6.5.    Equivalencias para la determinación de la potencia en watts
6.5.1.  Para motores de hasta 50 (cincuenta) caballos de potencia, incluido el rendimiento de los motores.
Tabla 24. Equivalencias para la determinación de la potencia en watts
Capacidad en
Capacidad en Watts
Capacidad
Caballos de Potencia
Motores Monofásicos
Motores Trifásicos
en Caballos de Potencia
en Watts
1/20
60
-
4.50
4,074
1/16
80
-
4.75
4,266
1/8
150
-
5.00
4,490
1/6
202
-
5.50
4,945
1/5
233
-
6.00
5,390
0.25
293
264
6.50
5,836
0.33
395
355
7.00
6,293
0.50
527
507
7.50
6,577
0.67
700
668
8.00
7,022
0.75
780
740
8.50
7,458
1.00
993
953
9.00
7,894
1.25
1,236
1,190
9.50
8,340
1.50
1,480
1,418
10.00
8,674
1.75
1,620
1,622
11.00
9,535
2.00
1,935
1,844
12.00
10,407
2.25
2,168
2,067
13.00
11,278
2.50
2,390
2,290
14.00
12,140
2.75
2,574
2,503
15.00
12,860
3.00
2,766
2,726
16.00
13,720
3.25
-
2,959
20.00
16,953
3.50
-
3,182
25.00
21,188
3.75
-
3,415
30.00
24,725
4.00
-
3,618
40.00
32,609
4.25
-
3,840
50.00
40,756
 
6.5.2.  Para determinar la capacidad en watts de motores con más de 50 (cincuenta) caballos de potencia, incluido el rendimiento, multiplíquense los caballos de potencia por 800 (ochocientos).
6.5.3.  Para lámparas fluorescentes, de vapor de mercurio, de cátodo frío y otras, se tomará su capacidad nominal más un 25% (veinticinco por ciento) para considerar la capacidad en watts de los aparatos auxiliares que requiera su funcionamiento. Este porcentaje podrá variar de acuerdo con los resultados que a solicitud del usuario obtenga el suministrador, por pruebas de capacidad de los equipos auxiliares, en cuyo caso, se podrá modificar el contrato tomando en cuenta dichos resultados.
6.5.4.  En los aparatos de rayos X, máquinas soldadoras, punteadoras, anuncios luminosos, etc., se tomará su capacidad nominal en Volt-amperes a un factor de potencia de 85% (ochenta y cinco por ciento), atrasado.
6.6.    Controversias
6.6.1.  En el caso de controversias, el usuario y el suministrador se sujetarán a lo que disponga la
Comisión Reguladora de Energía, la que deberá resolver las consultas que se le formulen sobre la aplicación e interpretación de las tarifas finales del Suministro Básico.
6.7.    Correspondencia entre municipios y divisiones tarifarias
6.7.1.  Se consideran los siguientes municipios por división tarifaria para la aplicación de las tarifas finales del suministro básico, con base en información proporcionada por CFE Suministrador de Servicios Básicos:
Tabla 25. División Baja California
Entidad
Municipio
Baja California
Ensenada, Mexicali, Playas de Rosarito, Tecate, Tijuana
Sonora
General Plutarco Elías Calles, Puerto Peñasco, San Luis Río Colorado
 
Tabla 26. División Baja California Sur
Entidad
Municipio
Baja California Sur
Comondú, La Paz, Loreto, Los Cabos, Mulegé
 
Tabla 27. División Bajío
Entidad
Municipio
Aguascalientes
Aguascalientes, Asientos, Calvillo, Cosío, El Llano, Jesús María, Pabellón de Arteaga, Rincón de Romos, San Francisco de los Romo, San José de Gracia, Tepezalá
Coahuila de Zaragoza
Parras, Saltillo, San Pedro
Durango
General Simón Bolívar, Guadalupe Victoria, Santa Clara
Guanajuato
Abasolo, Acámbaro, Apaseo el Alto, Apaseo el Grande, Atarjea, Celaya, Comonfort, Coroneo, Cortazar, Cuerámaro, Doctor Mora, Dolores Hidalgo Cuna de la Independencia Nacional, Guanajuato, Huanímaro, Irapuato, Jaral del Progreso, Jerécuaro, León, Manuel Doblado, Moroleón, Ocampo, Pénjamo, Pueblo Nuevo, Purísima del Rincón, Romita, Salamanca, Salvatierra, San Diego de la Unión, San Felipe, San Francisco del Rincón, San José Iturbide, San Luis de la Paz, San Miguel de Allende, Santa Catarina, Santa Cruz de Juventino Rosas, Santiago Maravatío, Silao de la Victoria, Tarandacuao, Tarimoro, Tierra Blanca, Uriangato, Valle de Santiago, Victoria, Villagrán, Xichú, Yuriria
Hidalgo
Alfajayucan, Cardonal, Chapulhuacán, Eloxochitlán, Huichapan, Ixmiquilpan, Jacala de Ledezma, La Misión, Metztitlán, Nicolás Flores, Nopala de Villagrán, Pacula, Pisaflores, Tasquillo, Tecozautla, Tepehuacán de Guerrero, Tlahuiltepa, Zimapán
Jalisco
Bolaños, Chimaltitán, Colotlán, Degollado, Encarnación de Díaz, Huejúcar, Huejuquilla el Alto, Jesús María, Lagos de Moreno, Mezquitic, Ojuelos de Jalisco, San Diego de Alejandría, San Martín de Bolaños, Santa María de los Ángeles, Teocaltiche, Totatiche, Unión de San Antonio, Villa Guerrero, Villa Hidalgo
México
Jilotepec, Polotitlán
Michoacán de Ocampo
Contepec, Cuitzeo, Epitacio Huerta, José Sixto Verduzco, Maravatío, Santa Ana Maya
Querétaro
Amealco de Bonfil, Arroyo Seco, Cadereyta de Montes, Colón, Corregidora, El Marqués, Ezequiel Montes, Huimilpan, Pedro Escobedo, Peñamiller, Pinal de Amoles, Querétaro, San Joaquín, San Juan del Río, Tequisquiapan, Tolimán
San Luis Potosí
Ahualulco, Moctezuma, Salinas, Santo Domingo, Vanegas, Villa de Arriaga, Villa de Ramos
Zacatecas
Apozol, Atolinga, Benito Juárez, Calera, Cañitas de Felipe Pescador, Chalchihuites, Concepción del Oro, Cuauhtémoc, El Plateado de Joaquín Amaro, El Salvador, Fresnillo, Genaro Codina, General Enrique Estrada, General Francisco R. Murguía, General Pánfilo Natera, Guadalupe, Huanusco, Jalpa, Jerez, Jiménez del Teul, Juan Aldama, Juchipila, Loreto, Luis Moya, Mazapil, Melchor Ocampo, Mezquital del Oro, Miguel Auza, Momax, Monte Escobedo, Morelos, Moyahua de Estrada, Nochistlán de Mejía, Noria de Ángeles, Ojocaliente, Pánuco, Pinos, Río Grande, Sain Alto, Santa María de la Paz, Sombrerete, Susticacán, Tabasco, Tepechitlán, Tepetongo, Teúl de González Ortega, Tlaltenango de Sánchez Román, Trancoso, Trinidad García de la Cadena, Valparaíso, Vetagrande, Villa de Cos, Villa García, Villa González Ortega, Villa Hidalgo, Villanueva, Zacatecas
Tabla 28. División Centro Occidente
Entidad
Municipio
Colima
Armería, Colima, Comala, Coquimatlán, Cuauhtémoc, Ixtlahuacán, Manzanillo, Minatitlán, Tecomán, Villa de Álvarez
Guanajuato
Moroleón, Pénjamo, Valle de Santiago, Yuriria
Guerrero
Coahuayutla de José María Izazaga, La Unión de Isidoro Montes de Oca
Jalisco
Arandas, Atotonilco el Alto, Ayotlán, Casimiro Castillo, Cihuatlán, Cuautitlán de García Barragán, Degollado, Jesús María, Jilotlán de los Dolores, La Barca, La Huerta, La Manzanilla de la Paz, Mazamitla, Pihuamo, Quitupan, Santa María del Oro, Tamazula de Gordiano, Tecalitlán, Tepatitlán de Morelos, Tizapán el Alto, Tolimán, Tomatlán, Tonila, Tototlán, Tuxpan, Valle de Juárez, Villa Purificación, Zapotitlán de Vadillo
Michoacán de Ocampo
Acuitzio, Aguililla, Álvaro Obregón, Angamacutiro, Angangueo, Apatzingán, Aporo, Aquila, Ario, Arteaga, Buenavista, Carácuaro, Charapan, Charo, Chavinda, Cherán, Chilchota, Chinicuila, Chucándiro, Churintzio, Churumuco, Coahuayana, Coalcomán de Vázquez Pallares, Coeneo, Cojumatlán de Régules, Copándaro, Cotija, Cuitzeo, Ecuandureo, Erongarícuaro, Gabriel Zamora, Hidalgo, Huandacareo, Huaniqueo, Huiramba, Indaparapeo, Irimbo, Ixtlán, Jacona, Jiménez, Jiquilpan, José Sixto Verduzco, Juárez, Jungapeo, La Huacana, La Piedad, Lagunillas, Lázaro Cárdenas, Los Reyes, Madero, Marcos Castellanos, Morelia, Morelos, Múgica, Nahuatzen, Nocupétaro, Nuevo Parangaricutiro, Nuevo Urecho, Numarán, Ocampo, Pajacuarán, Panindícuaro, Paracho, Parácuaro, Pátzcuaro, Penjamillo, Peribán, Purépero, Puruándiro, Queréndaro, Quiroga, Sahuayo, Salvador Escalante, San Lucas, Senguio, Susupuato, Tacámbaro, Tancítaro, Tangamandapio, Tangancícuaro, Tanhuato, Taretan, Tarímbaro, Tepalcatepec, Tingambato, Tingüindín, Tiquicheo de Nicolás Romero, Tlazazalca, Tocumbo, Tumbiscatío, Turicato, Tuxpan, Tuzantla, Tzintzuntzan, Tzitzio, Uruapan, Venustiano Carranza, Villamar, Vista Hermosa, Yurécuaro, Zacapu, Zamora, Zináparo, Zinapécuaro, Ziracuaretiro, Zitácuaro
 
Tabla 29. División Centro Oriente
Entidad
Municipio
Guerrero
Atenango del Río, Huamuxtitlán, Xochihuehuetlán
Hidalgo
Acatlán, Acaxochitlán, Actopan, Ajacuba, Alfajayucan, Almoloya, Apan, Atitalaquia, Atotonilco de Tula, Atotonilco el Grande, Chapantongo, Chilcuautla, Cuautepec de Hinojosa, El Arenal, Emiliano Zapata, Epazoyucan, Francisco I. Madero, Huasca de Ocampo, Mineral de la Reforma, Mineral del Chico, Mineral del Monte, Mixquiahuala de Juárez, Nopala de Villagrán, Omitlán de Juárez, Pachuca de Soto, Progreso de Obregón, San Agustín Metzquititlán, San Agustín Tlaxiaca, San Salvador, Santiago de Anaya, Santiago Tulantepec de Lugo Guerrero, Singuilucan, Tepeapulco, Tepeji del Río de Ocampo, Tepetitlán, Tetepango, Tezontepec de Aldama, Tizayuca, Tlahuelilpan, Tlanalapa, Tlaxcoapan, Tolcayuca, Tula de Allende, Tulancingo de Bravo, Villa de Tezontepec, Zapotlán de Juárez, Zempoala
México
Ixtapaluca
Morelos
Axochiapan
Oaxaca
Cosoltepec, Heroica Ciudad de Huajuapan de León, San Pedro y San Pablo Tequixtepec, Santiago Chazumba
 
Puebla
Acajete, Acatlán, Acatzingo, Ahuacatlán, Ahuatlán, Ahuazotepec, Ahuehuetitla, Ajalpan, Albino Zertuche, Aljojuca, Altepexi, Amixtlán, Amozoc, Aquixtla, Atexcal, Atlixco, Atoyatempan, Atzala, Atzitzihuacán, Atzitzintla, Axutla, Calpan, Caltepec, Camocuautla, Cañada Morelos, Chalchicomula de Sesma, Chapulco, Chiautla, Chiautzingo, Chichiquila, Chietla, Chigmecatitlán, Chignahuapan, Chila, Chila de la Sal, Chilchotla, Chinantla, Coatepec, Coatzingo, Cohetzala, Coronango, Coxcatlán, Coyomeapan, Coyotepec, Cuapiaxtla de Madero, Cuautempan, Cuautinchán, Cuautlancingo, Cuayuca de Andrade, Cuyoaco, Domingo Arenas, Eloxochitlán, Epatlán, Esperanza, General Felipe Ángeles, Guadalupe, Guadalupe Victoria, Hermenegildo Galeana, Honey, Huaquechula, Huatlatlauca, Huauchinango, Huehuetlán el Chico, Huehuetlán el Grande, Huejotzingo, Huitziltepec, Ixcamilpa de Guerrero, Ixcaquixtla, Ixtacamaxtitlán, Izúcar de Matamoros, Jolalpan, Jopala, Juan C. Bonilla, Juan Galindo, Juan N. Méndez, La Magdalena Tlatlauquitepec, Lafragua, Libres, Los Reyes de Juárez, Mazapiltepec de Juárez, Mixtla, Molcaxac, Naupan, Nealtican, Nicolás Bravo, Nopalucan, Ocotepec, Ocoyucan, Oriental, Palmar de Bravo, Petlalcingo, Piaxtla, Puebla, Quecholac, Quimixtlán, Rafael Lara Grajales, San Andrés Cholula, San Antonio Cañada, San Diego la Mesa Tochimiltzingo, San Felipe Teotlalcingo, San Felipe Tepatlán, San Gabriel Chilac, San Gregorio Atzompa, San Jerónimo Tecuanipan, San Jerónimo Xayacatlán, San José Chiapa, San José Miahuatlán, San Juan Atenco, San Juan Atzompa, San Martín Texmelucan, San Martín Totoltepec, San Matías Tlalancaleca, San Miguel Ixitlán, San Miguel Xoxtla, San Nicolás Buenos Aires, San Nicolás de los Ranchos, San Pablo Anicano, San Pedro Cholula, San Pedro Yeloixtlahuaca, San Salvador el Seco, San Salvador el Verde, San Salvador Huixcolotla, San Sebastián Tlacotepec, Santa Catarina Tlaltempan, Santa Inés Ahuatempan, Santa Isabel Cholula, Santiago Miahuatlán, Santo Tomás Hueyotlipan, Soltepec, Tecali de Herrera, Tecamachalco, Tecomatlán, Tehuacán, Tehuitzingo, Teopantlán, Teotlalco, Tepanco de López, Tepango de Rodríguez, Tepatlaxco de Hidalgo, Tepeaca, Tepemaxalco, Tepeojuma, Tepetzintla, Tepexco, Tepexi de Rodríguez, Tepeyahualco, Tepeyahualco de Cuauhtémoc, Tetela de Ocampo, Teteles de Avila Castillo, Tianguismanalco, Tilapa, Tlachichuca, Tlacotepec de Benito Juárez, Tlahuapan, Tlaltenango, Tlanepantla, Tlapanalá, Tlatlauquitepec, Tochimilco, Tochtepec, Totoltepec de Guerrero, Tulcingo, Tzicatlacoyan, Vicente Guerrero, Xayacatlán de Bravo, Xicotlán, Xochiltepec, Xochitlán Todos Santos, Yehualtepec, Zacapala, Zacapoaxtla, Zacatlán, Zapotitlán, Zaragoza, Zautla, Zinacatepec, Zoquitlán
 
Tlaxcala
Acuamanala de Miguel Hidalgo, Amaxac de Guerrero, Apetatitlán de Antonio Carvajal, Apizaco, Atlangatepec, Atltzayanca, Benito Juárez, Calpulalpan, Chiautempan, Contla de Juan Cuamatzi, Cuapiaxtla, Cuaxomulco, El Carmen Tequexquitla, Emiliano Zapata, Españita, Huamantla, Hueyotlipan, Ixtacuixtla de Mariano Matamoros, Ixtenco, La Magdalena Tlaltelulco, Lázaro Cárdenas, Mazatecochco de José María Morelos, Muñoz de Domingo Arenas, Nanacamilpa de Mariano Arista, Natívitas, Panotla, Papalotla de Xicohténcatl, San Damián Texóloc, San Francisco Tetlanohcan, San Jerónimo Zacualpan, San José Teacalco, San Juan Huactzinco, San Lorenzo Axocomanitla, San Lucas Tecopilco, San Pablo del Monte, Sanctórum de Lázaro Cárdenas, Santa Ana Nopalucan, Santa Apolonia Teacalco, Santa Catarina Ayometla, Santa Cruz Quilehtla, Santa Cruz Tlaxcala, Santa Isabel Xiloxoxtla, Tenancingo, Teolocholco, Tepetitla de Lardizábal, Tepeyanco, Terrenate, Tetla de la Solidaridad, Tetlatlahuca, Tlaxcala, Tlaxco, Tocatlán, Totolac, Tzompantepec, Xaloztoc, Xaltocan, Xicohtzinco, Yauhquemehcan, Zacatelco, Ziltlaltépec de Trinidad Sánchez Santos
Veracruz de Ignacio de la Llave
Acultzingo, Aquila, Ayahualulco, Calcahualco, Maltrata, Mariano Escobedo, Nogales, Perote, Tehuipango
Tabla 30. División Centro Sur
Entidad
Municipio
Guerrero
Acapulco de Juárez, Acatepec, Ahuacuotzingo, Ajuchitlán del Progreso, Alcozauca de Guerrero, Alpoyeca, Apaxtla, Arcelia, Atenango del Río, Atlamajalcingo del Monte, Atlixtac, Atoyac de Álvarez, Ayutla de los Libres, Azoyú, Benito Juárez, Buenavista de Cuéllar, Chilapa de Álvarez, Chilpancingo de los Bravo, Coahuayutla de José María Izazaga, Cochoapa el Grande, Cocula, Copala, Copalillo, Copanatoyac, Coyuca de Benítez, Coyuca de Catalán, Cuajinicuilapa, Cualác, Cuautepec, Cuetzala del Progreso, Cutzamala de Pinzón, Eduardo Neri, Florencio Villarreal, General Canuto A. Neri, General Heliodoro Castillo, Huamuxtitlán, Huitzuco de los Figueroa, Iguala de la Independencia, Igualapa, Iliatenco, Ixcateopan de Cuauhtémoc, José Joaquín de Herrera, Juan R. Escudero, Juchitán, La Unión de Isidoro Montes de Oca, Leonardo Bravo, Malinaltepec, Marquelia, Mártir de Cuilapan, Metlatónoc, Mochitlán, Olinalá,