PROCEDIMIENTOS para determinar las variables económicas requeridas para el cálculo de los cargos por servicios de transmisión a tensiones mayores o iguales a 69 kV, que aplica CFE Intermediación de Contratos Legados S.A. de C.V.Al margen un logotipo, que dice: Comisión Federal de Electricidad.- Dirección General de la Empresa Filial.- CFE Intermediación de Contratos Legados S.A. de C.V. CFE Intermediación de Contratos Legados, Empresa filial de la Comisión Federal de Electricidad; en cumplimiento a lo dispuesto en el Décimo Octavo Transitorio de la Ley de la Industria Eléctrica; en el numeral 10.8.2 de las Bases del Mercado Eléctrico publicado en el Diario Oficial de la Federación el 08 de septiembre de 2015; Disposiciones Generales Capítulo I,) numeral 2.3.1, inciso b), de los Términos de la Estricta Separación Legal de la Comisión Federal de Electricidad publicado el 11 de enero de 2016 en el Diario Oficial de la Federación; el Acuerdo de Creación CA-011/2016, I.1 Creación de empresas productivas subsidiarias y de la empresa filial de generación de intermediación en cumplimiento de los términos para la estricta separación legal de la CFE aprobado por la sesión 10 extraordinaria de fecha 10 de marzo de 2016, y de conformidad con lo establecido en la resolución Núm. RES/894/2020 y el ANEXO ÚNICO DE LA RESOLUCIÓN RES/894/2020, de la Comisión Reguladora de Energía (La Comisión) se expiden: RESOLUCIÓN Núm. RES/894/2020 RESOLUCIÓN DE LA COMISIÓN REGULADORA DE ENERGÍA POR LA QUE APRUEBA LOS PROCEDIMIENTOS PARA DETERMINAR LAS VARIABLES ECONÓMICAS REQUERIDAS PARA EL CÁLCULO DE LOS CARGOS POR SERVICIOS DE TRANSMISIÓN A TENSIONES MAYORES O IGUALES A 69 KV, QUE APLICARÁ CFE INTERMEDIACIÓN DE CONTRATOS LEGADOS S.A. DE C.V. A LOS TITULARES DE LOS CONTRATOS DE INTERCONEXIÓN LEGADOS CON CENTRALES DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON FUENTE DE ENERGÍA CONVENCIONAL, CONFORME A LO ESTABLECIDO EN LA RESOLUCIÓN RES/083/98, SU MODIFICACIÓN EMITIDA MEDIANTE LA RESOLUCIÓN RES/254/99 Y SU ACLARACIÓN EMITIDA A TRAVÉS DE LA RESOLUCIÓN RES/146/2001 RESULTANDO PRIMERO. Que el 11 de febrero de 1998, se publicó en el Diario Oficial de la Federación (DOF) la Resolución número RES/014/98, por la que la Comisión Reguladora de Energía (Comisión) aprobó los modelos de contrato de interconexión y los convenios de compraventa de excedentes de energía eléctrica (energía económica) y de transmisión para la aplicación de cargo mínimo o cargo normal y sus opciones de ajuste, con los anexos correspondientes; misma que fue modificada y aclarada mediante las Resoluciones RES/255/99, RES/082/2000, RES/147/2001, RES/070/2004, RES/401/2007 y RES/028/2008, publicadas en el DOF el 23 de diciembre de 1999, 22 de mayo del 2000, 19 de septiembre de 2001, 3 de mayo de 2004, 29 de noviembre de 2007 y 13 de marzo de 2008, respectivamente. SEGUNDO. Que el 15 de mayo de 1998, se publicó en el DOF la Resolución número RES/083/98 por la que la Comisión aprobó la Metodología para la determinación de los cargos por Servicios de Transmisión de energía eléctrica (Metodología de Transmisión); cuyo contenido fue modificado y aclarado mediante las Resoluciones RES/254/99 y RES/146/2001, publicadas en el DOF el 23 de diciembre de 1999 y 19 de septiembre de 2001, respectivamente. TERCERO. Que, el 28 de junio de 2011, se publicó en el DOF la Resolución número RES/160/2011 por la que la Comisión aprobó el modelo de contrato de interconexión para permisionarios de importación de energía eléctrica proveniente de los Estados Unidos de América, los modelos de convenio para el servicio de transmisión de energía eléctrica para los casos de cargo mínimo en el nivel de transmisión (M) (Convenio de Transmisión M) y para el servicio de cargo normal (N) (Convenio de Transmisión N), y los anexos F-I, IB-I, TB-I, TC-I y TM-I. CUARTO. Que el 20 de diciembre de 2013, se publicó en el DOF, el Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en Materia de Energía que, en su Transitorio Décimo inciso c), dispuso que entre las atribuciones de la Comisión en materia de electricidad se encuentran la regulación de las tarifas de porteo para transmisión y distribución. Posteriormente, el 11 de agosto de 2014, se publicaron en el DOF los Decretos por los que se expidieron, entre otras, la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (LORCME) y la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) que abroga la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE). QUINTO. Que el 11 de enero de 2016 se publicaron en el DOF los Términos para la estricta separación legal de la Comisión Federal de Electricidad, mismos que se modificaron mediante Acuerdos publicados en el DOF el 19 de septiembre de 2016 y el 25 de marzo de 2019, respectivamente, los cuales establecen que, para fomentar la operación eficiente del sector eléctrico, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) deberá crear una empresa filial que será la asignataria de los Contratos de Interconexión Legados (CIL), los convenios de compraventa de excedentes de energía eléctrica y los demás contratos asociados suscritos por la CFE y que suscriba conforme a las disposiciones transitorias de la LIE en relación con dichos contratos. SEXTO. Que el 29 de marzo de 2016, se constituyó legalmente la empresa filial CFE Intermediación de Contratos Legados S. A. de C. V. (CFE ICL), empresa filial de la CFE asignataria de los CIL, conforme al Acuerdo CA-011/2016 del acta de la sesión décima extraordinaria del Consejo de Administración de la CFE, celebrada el 10 de marzo de 2016. SÉPTIMO. Que el 9 de junio de 2016, se publicó en el DOF la Resolución número RES/376/2016 por la que la Comisión expidió el modelo de contrato de interconexión legado para permisionarios de exportación de energía eléctrica, a través de una central eléctrica ubicada en el territorio nacional. El modelo de contrato de interconexión legado para permisionarios de exportación eléctrica se acompaña, entre otros, de los modelos de convenios para el servicio de transmisión de energía eléctrica, para ser usado en caso de que se aplique el cargo mínimo según la Metodología de Transmisión (Convenio de transmisión M) y para ser usado en caso de que aplique el cargo normal (no mínimo) según la Metodología de Transmisión (Convenio de transmisión N). OCTAVO. Que, el 12 de abril de 2017, se publicó en el DOF el Estatuto Orgánico de la Comisión Federal de Electricidad, en el cual se establece que, en términos de los artículos 6 y 10 de la Ley de la CFE, la CFE ICL como empresa filial forma parte de la organización de la CFE, cuya finalidad es operar como Generador de Intermediación en términos de lo establecido en las Bases del Mercado Eléctrico y el Manual de Contratos de Interconexión Legados. NOVENO. Que en términos de lo establecido en los artículos 3, párrafo segundo, y 4, párrafo primero de la LORCME, esta Comisión debe emitir sus actos y resoluciones de conformidad con las políticas públicas del Ejecutivo Federal, establecidas, entre otros, en el Plan Nacional de Desarrollo 2019-2024 y en el Programa para el Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2019-2033, a fin de promover el desarrollo eficiente del sector energético. El PRODESEN 2019-2033 emitido por la Secretaría de Energía (SENER), determinó, en el Capítulo I denominado "Introducción", numeral 13, como uno de los principios y acciones prioritarias que guían dicho Programa, establecer un equilibrio responsable en las tarifas eléctricas en relación a los costos, tanto del porteo (transmisión-distribución), como del respaldo de generación; así como de los precios de los combustibles, coordinar el diseño de metodologías y tarifas eléctricas, que permitan la rentabilidad y desarrollo sostenible de la industria eléctrica en su conjunto; así como de un servicio eléctrico de calidad y precio adecuado para los usuarios; y competitivo para la economía nacional; y CONSIDERANDO PRIMERO. Que de conformidad con los artículos 28, párrafo octavo, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, 1, 2, fracción III y 43 Ter de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal y 1, 2, fracción II y 3 de la LORCME, la 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 LIE y demás disposiciones jurídicas aplicables. Los artículos 25 párrafo quinto, 27 párrafo sexto y 28 párrafo cuarto, señalan que el sector público tendrá a su cargo de manera exclusiva las áreas estratégicas, dentro de las que se encuentra el servicio público de transmisión y distribución de energía eléctrica, actividad que llevará a cabo la Nación, determinando la forma en que los particulares podrán participar. SEGUNDO. Que conforme a los artículos 22, fracciones I y III, 41, fracción III, y 42 de la LORCME, la Comisión tiene entre sus atribuciones las de emitir sus actos y resoluciones con autonomía técnica, operativa y de gestión, así como vigilar y supervisar su cumplimiento, 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 del 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 en términos de lo dispuesto por los artículos 2, párrafo segundo, y 6 de la LIE, la planeación y el control del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), así como el Servicio Público de Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica, son áreas estratégicas. En estas materias el Estado mantendrá su titularidad; asimismo, corresponde al Estado establecer y ejecutar la política, regulación y vigilancia de la industria eléctrica a través de la SENER y la Comisión, en el ámbito de sus respectivas competencias. El Transitorio Décimo inciso c) del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, y los artículos 12, fracción III y 27 de la LIE disponen la facultad de la Comisión para regular en materia de tarifas de porteo para transmisión y distribución, y establecer las condiciones generales para la prestación del Servicio Público de Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica, así como de resolver sobre su modificación, dentro de las cuales se considera la determinación de las variables económicas necesarias para el cálculo de las tarifas aplicables. CUARTO. Que el Transitorio Décimo Segundo, párrafo primero de la LIE establece que los instrumentos vinculados a los CIL podrán actualizarse bajo las condiciones previstas en los propios CIL, siempre y cuando su vigencia no exceda el término del contrato principal, en este sentido y de conformidad con el artículo 3 fracción XIII de la LIE, los CIL son contratos de interconexión o contratos de compromiso de compraventa de energía eléctrica para pequeño productor celebrado o que se celebra bajo las condiciones vigentes con anterioridad a la entrada en vigor de la LIE. QUINTO. Que las bases 10.8.2 incisos (a), (b) y (d), así como 10.8.3 inciso (b) de las Bases del Mercado Eléctrico, publicadas en el DOF el 8 de septiembre de 2015, disponen que la administración de los CIL estará a cargo del Generador de Intermediación que la SENER determine, el cual representará a las Centrales Eléctricas y los Centros de Carga correspondientes ante el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), con estricto apego a los procedimientos establecidos en las Reglas del Mercado y, calculará el costo o ingreso neto que resulte del cumplimiento de los términos de los CIL, así como el costo o ingreso neto que resulte de la representación de las Centrales Eléctricas y los Centros de Carga en el MEM. SEXTO. Que el numeral 2.2.2, inciso (a), fracción (i) del Manual de Contratos de Interconexión Legados, publicado en el DOF el 13 de mayo de 2016, señala que los CIL para fuentes convencionales, aprobados por la Comisión bajo el nombre de "Contrato de Interconexión", mediante la Resolución número RES/014/98 del 11 de febrero de 1998, junto con sus anexos y convenios asociados, considera entre otras particularidades, el Servicio de Transmisión, que permite que el titular o representante del CIL utilice la Red Nacional de Transmisión y/o Red General de Distribución para transportar energía eléctrica desde su fuente de producción de energía hasta sus centros de consumo. SÉPTIMO. Que, el numeral 2.3.1, incisos (p) y (q) del Manual de Contratos de Interconexión Legados establece como derechos de los titulares de los CIL, entre otros, recibir la energía eléctrica generada desde el punto de interconexión de la Central Eléctrica a la red, hasta uno o varios Centros de Carga incluidos en sus contratos, haciendo uso de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución, siempre que hubiera suscrito convenios para el servicio de transmisión y mediante el pago de contraprestaciones económicas y, recibir el servicio de transmisión conforme al convenio correspondiente. El mismo inciso (p) del referido numeral, dispone que la administración del porteo se realiza por el Generador de Intermediación, de tal forma que los Transportistas y Distribuidores no administran dicho servicio directamente ante los titulares de CIL. OCTAVO. Que el numeral 2.3.2, incisos (i) y (k) del Manual de Contratos de Interconexión Legados establece como obligaciones de los titulares de los CIL, entre otras, pagar los cargos correspondientes al convenio de transmisión, de acuerdo a la Metodología de Transmisión aplicable al respectivo CIL, así como todas las demás obligaciones previstas en la Ley, la LSPEE, sus respectivos reglamentos y las disposiciones que emanen de las mismas, que le sean aplicables. NOVENO. Que mediante la Resolución número RES/014/98, sus respectivas modificaciones y aclaraciones referidas en el Resultando Primero, la Comisión aprobó los modelos de: 1) Contrato de interconexión; 2) Convenio de compraventa de excedentes de energía eléctrica (energía económica); 3) Convenios de transmisión para la aplicación de cargo mínimo o cargo normal y sus opciones de ajuste: a) Convenio de transmisión M1, para ser usado en caso de que se aplique el cargo mínimo y se haya elegido la opción 1 de ajuste (revisión de parámetros y recálculo del factor de reparto del uso de la red cada 5 años); b) Convenio de transmisión M2, para ser usado en caso de que se aplique el cargo mínimo y se haya elegido la opción 2 de ajuste (utilización del factor de cobertura); c) Convenio de transmisión N1, para ser usado en caso de que se aplique el cargo normal (no mínimo) y se haya elegido la opción 1 de ajuste (revisión de parámetros y recálculo del factor de reparto del uso de la red cada 5 años); d) Convenio de transmisión N2, para ser usado en caso de que aplique el cargo normal (no mínimo) y se haya elegido la opción 2 de ajuste (utilización del factor de cobertura); y, sus respectivos anexos. DÉCIMO. Que la CLÁUSULA DÉCIMA TERCERA, numeral XIII.1 del Modelo de Contrato de Interconexión, aprobado mediante la Resolución número RES/014/98, sus respectivas modificaciones y aclaraciones, señala que, si el Permisionario requiere usar el Sistema para llevar energía eléctrica desde su Fuente de Energía hasta sus Centros de Consumo, solicitará el servicio de transmisión al Suministrador quien llevará a cabo los estudios de factibilidad correspondientes, basándose en la ubicación y características de los Centros de Consumo y la Fuente de Energía que para tal efecto ha proporcionado el Permisionario. En caso de resultar factible el servicio, las Partes celebrarán un Convenio, para lo cual se estará a lo establecido por la Comisión en la Metodología de Transmisión por la que se autorizan los cargos correspondientes a los Servicios de Transmisión. UNDÉCIMO. Que de conformidad con lo establecido en el numeral 2.11 de la Metodología de Transmisión contenida en la RES/083/98, se entiende por Permisionario para efectos de la aplicación de dicha Metodología, al titular de un permiso de generación, exportación o importación de energía eléctrica. DUODÉCIMO. Que de acuerdo con el numeral 3.1 de la Metodología de Transmisión, el cargo por Servicios de Transmisión Solicitado a tensiones mayores de 69 kV será igual a la suma de los costos siguientes: I. Costo fijo por el uso de la Red (CFUR); II. Costo variable por el uso de la Red (CVUR), y III. Costo fijo por administración del Convenio (CFAC). DECIMOTERCERO. Que conforme al numeral 3.22 de la Metodología de Transmisión, el CFUR se determinará mediante la suma del costo por el uso de la infraestructura de transmisión, del costo de infraestructura de transmisión asociado a Pérdidas de Potencia y del costo de capacidad de generación asociado a Pérdidas de Potencia debido al Servicio de Transmisión Solicitado. Las variables económicas que se utilizan para el cálculo de los costos que integran el CFUR y que se reflejan en la fórmula del numeral citado son las siguientes: 1) Costo Incremental total de largo plazo de la Red en niveles de tensión mayores o iguales a 69 kV (CT), para el costo por el uso de la infraestructura de transmisión; 2) Costo mensual de capacidad en transmisión para cada nivel de tensión "v" y región "a" (CMCtransva), para el costo de infraestructura de transmisión asociado a Pérdidas de Potencia; y, 3) Costo mensual de capacidad en generación (CMCgen), para el costo de capacidad de generación asociado a Pérdidas de Potencia. DECIMOCUARTO. Que conforme al numeral 3.27 de la Metodología de Transmisión, el CVUR se calculará multiplicando la energía obtenida con fines de simulación por el factor de carga observado en el mes de facturación correspondiente para la o las cargas convenidas del Servicio de Transmisión Solicitado. La variable económica que se utiliza para el cálculo del CVUR y que se refleja en la fórmula del numeral citado, es el costo por energía correspondiente al Periodo Horario "t" (ENERt). DECIMOQUINTO. Que, de acuerdo con los numerales 3.30 y 3.32 de la Metodología de Transmisión, el costo mínimo por los Servicios de Transmisión Solicitados que se presten en tensiones mayores o iguales a 69 kV (CMIN), será calculado a partir del cargo por kWh de energía transmitida medida en el Punto de Carga (m), y la energía transmitida medida en el o los Puntos de Carga en niveles de tensión mayores o iguales a 69 kV (ETPR). Dicho costo será aplicado cuando la suma del CFUR más el CVUR, sea menor al CMIN. La variable económica que se emplea para determinar el valor del cargo por kWh de energía transmitida medida en el Punto de Carga (m), conforme a lo establecido en el Anexo TM de la Resolución número RES/014/98, es el cargo base en $/kWh, que refleja los costos de operación y mantenimiento de las redes de transmisión (mba). DECIMOSEXTO. Que el numeral 7.3 de la Metodología de Transmisión, establece que los procedimientos para determinar las variables "CT", "CMCtransva", "CMCgen"," ENER" y "m", y sus valores resultantes serán aprobados, a propuesta del Suministrador para el caso que nos ocupa es CFE ICL- por la Comisión, la cual podrá solicitar la información necesaria para su cálculo y requerir al Suministrador las aclaraciones que se consideren pertinentes. DECIMOSÉPTIMO. Que conforme a lo establecido en la CLÁUSULA SEXTA, párrafo tercero, de los modelos de Convenio de transmisión M1 y N1, de la Resolución número RES/014/98, y sus respectivas modificaciones y aclaraciones, y CLÁSULA SEXTA, párrafo cuarto, de los modelos de Convenio de transmisión M y N de la Resolución número RES/160/2011, las Partes reconocen que los parámetros "CFUR" y "CVUR" que intervienen en el cálculo del pago por el Servicio de Transmisión, de acuerdo con la metodología aprobada, varían a lo largo del tiempo en función de la evolución del Sistema y de sus cargas, así como de variables de tipo económico; por lo tanto, sin menoscabo de la escalación mencionada en la definición de esas variables, las Partes acuerdan que: i) las variables relacionadas con el Sistema (factor de reparto de uso y pérdidas en transmisión) se revisarán cada 5 años con la aprobación de la Comisión, y ii) las variables económicas (costo incremental de la red de transmisión, así como costos de capacidad y energía para restituir las pérdidas) se revisarán y actualizarán anualmente con aprobación de la Comisión. Asimismo, la CLÁUSULA SEXTA, párrafo primero de los modelos de Convenio de transmisión M y N de la Resolución número RES/376/2016, señalan que, para el cálculo del CMIN, se empleará la variable económica (m), cuyo valor podrá ser actualizado por la Comisión, el CFUR podrá ser ajustado por la Comisión de acuerdo con la variable económica CT, y el CVUR se recalculará conforme a la metodología aprobada (Metodología de Transmisión). DECIMOCTAVO. Que mediante el oficio número CFE-ICL-0318-2020 de fecha 4 de mayo de 2020, CFE ICL entregó a la Comisión la propuesta de procedimientos para determinar las variables económicas referidas en los Considerandos Decimotercero, Decimocuarto y Decimoquinto anteriores. DECIMONOVENO. Que, la Comisión revisó y realizó ajustes a la propuesta de procedimientos para determinar las variables económicas referida en el Considerando Decimoctavo, consistentes en el cálculo del factor de actualización y en el redondeo de los valores resultantes, con el objetivo de que dichos procedimientos sean consistentes, robustos y transparentes. VIGÉSIMO. Que, conforme a lo previsto por el artículo 33 fracción XXI segundo párrafo de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal, mediante el oficio número SE-300/20389/2020 de fecha 25 de mayo de 2020, la Comisión solicitó a la SENER opinión respecto a los procedimientos para determinar las variables económicas referidas en el Considerando Decimoctavo. VIGÉSIMO PRIMERO. Que, mediante el oficio número SPTE.200.186.2020 de fecha 25 de mayo de 2020, la SENER se pronunció a favor de continuar con la expedición de los procedimientos referidos, mismos que en su opinión, resultan consistentes, robustos y transparentes, permitiendo cumplir con lo establecido en la Metodología de Transmisión. VIGÉSIMO SEGUNDO. Que, conforme a lo establecido en el numeral 7.3 de la Metodología de Transmisión, en atención a la solicitud presentada por CFE ICL, a la que se hace referencia en el Considerando Decimoctavo, considerando los ajustes referidos en el Considerando Decimonoveno y la opinión de la SENER, señalada en el Considerando Vigésimo Primero, la Comisión estima necesario aprobar los procedimientos para determinar las variables económicas requeridas para el cálculo de los cargos por Servicios de Transmisión a tensiones mayores o iguales a 69 kV, para fuentes de energía convencional; asimismo, conforme a lo establecido en la CLÁUSULA SEXTA de los Convenios de Transmisión M1 y N1 de la RES/014/98, M y N de las Resoluciones RES/160/2011 y RES/376/2016, la aprobación de dichos procedimientos, permitirá reflejar los valores de las variables económicas que inciden en la determinación de estos cargos y su actualización anual de forma predecible, transparente y trazable. VIGÉSIMO TERCERO. Que, lo establecido en el Considerando anterior permitirá cumplir con el objetivo de la Metodología de Transmisión, que en su numeral 1.3 establece, que ésta debe permitir a la Comisión Federal de Electricidad recuperar los costos causados por prestar Servicios de Transmisión. VIGÉSIMO CUARTO. Que, la Comisión aplicará en diciembre de cada año los procedimientos referidos en el Considerando Vigésimo Segundo, a fin de obtener los valores resultantes de las variables económicas aplicables en el año inmediato posterior, los cuales serán notificados para su aplicación correspondiente a CFE ICL y al Centro Nacional de Control de Energía. VIGÉSIMO QUINTO. Que, con el fin de brindar transparencia y certidumbre a los titulares de los CIL, y conforme a lo establecido en los objetivos de la Metodología de Transmisión, respecto a diseñar un régimen predecible, estable y transparente, la Comisión publicará en diciembre de cada año en su página de internet, la memoria de cálculo empleada para determinar los valores de las variables económicas requeridas para el cálculo de los cargos por Servicios de Transmisión a tensiones mayores o iguales a 69 kV, aplicables a los titulares de los CIL con centrales de generación de energía eléctrica con fuente de energía convencional, en el año inmediato posterior. Por lo anteriormente expuesto y con fundamento en los artículos 28, párrafos cuarto y octavo de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; Transitorio Décimo, inciso c) del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos del 20 de diciembre de 2013; 1, 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, XXVI, inciso a) y XXVII, 27, 41, fracción III y 42 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética; 1, 2 párrafo segundo, 3, fracción XIII, 6, 7, 12, fracciones III, , LII y LIII, 27 y Transitorio Décimo Segundo de la Ley de la Industria Eléctrica; 1, 2, 3, 12 y 13 de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo; 1, 2, 4, 7, fracción I, 12, 16, 18, fracciones I y XLIV del Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía; y numeral 7.3 de la Resolución número RES/083/98, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 15 de mayo de 1998; la Comisión: RESUELVE PRIMERO. Se aprueban los procedimientos para determinar las variables económicas requeridas para el cálculo de los cargos por Servicios de Transmisión a tensiones mayores o iguales a 69 kV para fuente de energía convencional a que se refiere el numeral 7.3 de la Resolución número RES/083/98 por la que la Comisión Reguladora de Energía aprobó la Metodología para la determinación de los cargos por Servicios de Transmisión de energía eléctrica, mismos que se adjuntan a la presente Resolución como Anexo Único y se tienen aquí reproducidos como si a la letra se insertaren, formando parte integrante de la presente Resolución. SEGUNDO. La Comisión Reguladora de Energía podrá realizar la revisión y ajuste de los procedimientos referidos en el Resolutivo Primero anterior. TERCERO. La Comisión Reguladora de Energía, de conformidad con el Considerando Vigésimo Cuarto de la presente Resolución, delega al Jefe de la Unidad de Electricidad la aplicación en diciembre de cada año de los procedimientos referidos en el Resolutivo Primero anterior a fin de obtener los valores resultantes de las variables económicas aplicables en el año inmediato posterior, informando al Órgano de Gobierno dichos valores. CUARTO. La Secretaría Ejecutiva notificará anualmente a CFE Intermediación de Contratos Legados, S. A. de C.V. y al Centro Nacional de Control de Energía los valores obtenidos a partir de la aplicación de los procedimientos para la determinación de las variables económicas requeridas para el cálculo de los cargos por Servicios de Transmisión a tensiones mayores o iguales a 69 kV referidos en el Resolutivo anterior. QUINTO. La Comisión Reguladora de Energía publicará en su página de internet la memoria de cálculo empleada para determinar los valores de las variables económicas requeridas para el cálculo de los cargos por Servicios de Transmisión a tensiones mayores o iguales a 69 kV, en un plazo de 10 días hábiles posteriores a que surta efectos la notificación efectuada por la Secretaría Ejecutiva. SEXTO. 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 la presente Resolución a CFE Intermediación de Contratos Legados S.A. de C.V. y al Centro Nacional de Control de Energía, la cual surtirá sus efectos conforme a lo establecido en el artículo 38 de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo. SÉPTIMO. Se instruye a CFE Intermediación de Contratos Legados S.A. de C.V., para que publique en el Diario Oficial de la Federación la presente Resolución y su Anexo Único, en un plazo no mayor a 10 días hábiles posteriores a que surta efectos la notificación de esta Resolución, e informe a la Comisión Reguladora de Energía sobre el cumplimiento de dicha instrucción. OCTAVO. Por única ocasión, la Comisión Reguladora de Energía aplicará los procedimientos referidos en el Resolutivo Primero de la presente Resolución, mediante el Jefe de la Unidad de Electricidad, a fin de obtener los valores resultantes de las variables económicas aplicables a lo que resta del año 2020; y notificará, a través de la Secretaría Ejecutiva, los valores resultantes de las variables económicas requeridas para el cálculo de los cargos por Servicios de Transmisión a tensiones mayores o iguales a 69 kV a CFE Intermediación de Contratos Legados, S. A. de C.V. y al Centro Nacional de Control de Energía; asimismo publicará en su página de internet, en un plazo de 10 días hábiles posteriores a la notificación de los valores resultantes, la memoria de cálculo empleada. Los valores de las variables económicas determinados para el año 2020, aplicarán a partir del primer día natural del mes inmediato posterior a la publicación en el Diario Oficial de la Federación de la presente Resolución, y hasta el 31 de diciembre de 2020. NOVENO. Se instruye a CFE Intermediación de Contratos Legados, S.A. de C.V. a hacer del conocimiento de los titulares de los Contratos de Interconexión Legados con centrales de generación de energía eléctrica con fuente de energía convencional los valores de las variables económicas resultantes de la aplicación de los procedimientos referidos en los Resolutivos Primero, Tercero y Octavo. DÉCIMO. Notifíquese la presente Resolución a CFE Intermediación de Contratos Legados S.A. de C.V. y al Centro Nacional de Control de Energía, y hágase de su conocimiento que el presente acto administrativo solo 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. UNDÉCIMO. Inscríbase la presente Resolución bajo el número RES/894/2020, 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, 16 y 27, fracciones XI y XII del Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía. ANEXO ÚNICO DE LA RESOLUCIÓN RES/894/2020 PROCEDIMIENTOS PARA DETERMINAR LAS VARIABLES ECONÓMICAS REQUERIDAS PARA EL CÁLCULO DE LOS CARGOS POR SERVICIOS DE TRANSMISIÓN A TENSIONES MAYORES O IGUALES A 69 KV PARA FUENTE DE ENERGÍA CONVENCIONAL 1. COSTO MENSUAL DE CAPACIDAD EN GENERACIÓN 1.1 El costo mensual de capacidad en generación del año de aplicación, se determina anualmente de la siguiente manera:  1.2 El costo marginal de capacidad en generación en el SIN y BC, para el segundo año inmediato anterior al de aplicación, se determina de la siguiente manera:  1.3 El costo marginal de capacidad en generación en los sistemas eléctricos SIN y BC, a pesos del año base, se calcula como sigue:  2. COSTO MENSUAL DE CAPACIDAD EN TRANSMISIÓN 2.1 El costo mensual de capacidad en transmisión por nivel de tensión y región, del año de aplicación, se determina anualmente de la siguiente manera:  2.2 El costo marginal de capacidad en transmisión, por nivel de tensión y región para el segundo año inmediato anterior al de aplicación, se determina de la siguiente manera:  2.3 El costo marginal de capacidad en transmisión, por nivel de tensión y región, a pesos del año  , se calcula como sigue: 3. COSTO INCREMENTAL TOTAL DE LARGO PLAZO 3.1 El costo incremental total de largo plazo por sistema eléctrico, del año de aplicación, se determina anualmente de la siguiente manera:  3.2 El costo incremental total de largo plazo por sistema eléctrico, a precios del segundo año inmediato anterior al de aplicación, se calcula como sigue:  3.3 El costo incremental promedio de largo plazo para cada sistema eléctrico y nivel de tensión, a precios del segundo año inmediato anterior al de aplicación, se determina como se indica a continuación:   b) La proporción de la demanda coincidente por región, respecto a la suma de las demandas coincidentes de las regiones que integran el SIN, para el segundo año inmediato anterior al de aplicación, se calcula de la siguiente forma:  Donde:   3.4 La demanda máxima anual para cada sistema eléctrico y nivel de tensión, del segundo año inmediato anterior al de aplicación se determina por nivel de tensión  , de la siguiente manera: a) Transmisión (> 220 kV):  b) Subtransmisión (< 220 kV):  c) El factor de diversidad se calcula de la siguiente manera:   4. COSTO POR ENERGÍA ASOCIADA A PÉRDIDAS 4.1 El costo por energía asociada a pérdidas en tensiones mayores o iguales a 69 kV, por sistema eléctrico y periodo horario, del año de aplicación, se determina anualmente de la siguiente manera:   Periodo horario de la Tarifa Final de Suministro Básico correspondiente a la categoría tarifaria Demanda Industrial en Subtransmisión (DIST); base, intermedio, punta y semipunta(1). 4.2 El costo por energía asociada a pérdidas en tensiones mayores o iguales a 69 kV, por sistema eléctrico, periodo horario y a precios del segundo año inmediato anterior al de aplicación, se determina como se detalla a continuación:  4.3 El costo total de la energía por sistema eléctrico y periodo horario del segundo año inmediato anterior al de aplicación, se determina como se detalla a continuación:  Cabe precisar que, el producto entre el precio del nodo distribuido en el MDA y la energía asignada en el MDA, se realiza para cada hora, de cada día, de cada mes del año  4.4 La energía asignada en el MDA por sistema eléctrico y periodo horario del segundo año inmediato anterior al de aplicación, se determina como se detalla a continuación:  5. CARGO BASE DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LA RED DE TRANSMISIÓN 5.1 El cargo base de operación y mantenimiento de la red de transmisión, del año de aplicación, se determina anualmente de la siguiente manera:  5.2 El cargo base de operación y mantenimiento de la red de transmisión a precios del segundo año inmediato anterior al de aplicación, se determina como se detalla a continuación:  5.3 Los costos anuales de operación y mantenimiento de la red de transmisión, a precios del segundo año inmediato anterior al de aplicación, se determinan conforme al Anexo TM de la Resolución número RES/014/98 de la siguiente manera:  5.4 La energía transportada por la Red Nacional de Transmisión en el segundo año inmediato anterior al de aplicación, se determina de la siguiente forma:  6. CONSIDERACIONES GENERALES  ANEXO A FACTOR DE ACTUALIZACIÓN DE LAS VARIABLES ECONÓMICAS Los Factores de Actualización (  ) y ( ) se determinan anualmente, a partir del Índice Nacional de Precios Productor (INPP) publicado por el Instituto Nacional de Estadística y Geografía (INEGI) de la siguiente manera: El INPP ponderado se determina cada mes calendario, a partir de los índices y coeficientes para Producción Total, según actividad económica de origen SCIAN 2013, publicados por el INEGI, correspondientes a once subsectores seleccionados de las industrias manufactureras y el sector de la construcción, de la siguiente manera:    Los valores del coeficiente delta para cada sector y subsector, son los siguientes:
1/ Valores redondeados a cinco decimales. Notas:  Ciudad de México, a cinco de junio de dos mil veinte.- Director General y Administrador Único de la Empresa Filial CFE Intermediación de Contratos Legados S.A. de C.V., Mario Morales Vielmas.- Rúbrica. (R.- 495588) 1 De conformidad con los periodos horarios establecidos por la Comisión Reguladora de Energía en el apartado 3.3.4 del Acuerdo A/038/2019. |
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