El 28 de julio de 2022, se publicó en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el Modelo de Contrato Mercantil para la prestación del servicio de energía eléctrica en media tensión en la modalidad de post-pago presentado por CFE Suministrador de Servicios Básicos , mismo que fue aprobado por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) mediante la Resolución Núm. RES/281/2021 el 30 de agosto 2021. De igual manera, el 29 de julio de 2022, se publicó en el DOF el Modelo de Contrato Mercantil para la prestación del servicio de suministro básico de energía eléctrica en alta tensión en la modalidad de pospago presentado por CFE Suministrador de Servicios Básicos y su Anexo Único , mismo que fue aprobado por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) mediante la Resolución Núm. RES/549/2021 el 17 de diciembre 2021. En ambos Modelos de Contrato se desprenden en sus Cláusulas Primera y Decima Quinta lo siguiente: PRIMERA.- Glosario de términos. "LAS PARTES" acuerdan los términos que se listan a continuación: [...] “Facturación: Aplicación de la estructura tarifaria al consumo de energía eléctrica y demanda para la determinación del monto que el "SUMINISTRADOR" debe incluir en el Aviso-Recibo, o que el "USUARIO DE SUMINISTRO BÁSICO" debe liquidar en la Facturación, y el cual se elabora a partir de la información de mediciones recabadas o estimadas por el Distribuidor, según corresponda. La Facturación obligatoriamente se realizará en moneda nacional.” […] “DÉCIMA QUINTA.- Pago de la energía eléctrica, productos y servicios asociados. El "USUARIO DE SUMINISTRO BÁSICO" entregará al "SUMINISTRADOR" una cantidad, en moneda nacional, por la prestación del Suministro Eléctrico indicado en el Aviso-Recibo, el cual corresponde al equivalente de la energía eléctrica que consumió, conforme a la Tarifa regulada vigente, y los Cargos o Abonos aplicables al "USUARIO DE SUMINISTRO BÁSICO" en el periodo correspondiente.” Al respecto, de lo anterior se destaca que la facturación y pagos de la energía eléctrica del Suministro Básico corresponde a la energía eléctrica que se elabora a partir de la información de mediciones recabadas o estimadas por el Distribuidor y corresponde al equivalente de la energía eléctrica que consumió Usuario de Suministro Básico. Actualmente en México, diversos Usuarios de Suministro Básico conectados en Media y Alta Tensión que reciben suministro básico, están a su vez incluidos en Contratos de Interconexión Legado (CIL) al amparo de la abrogada Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE). Estos Usuarios de Suministro Básico representan aproximadamente el 0.17% del universo total por número de Usuarios Finales de Suministro Básico, y el 14.7% en términos de las ventas totales facturadas del Suministro Básico. En este contexto, los socios consumidores de Permisionarios que están bajo el amparo de un CIL reciben en sus Centros de Carga, energía eléctrica (kWh) y en su caso, Potencia autoabastecida (kW), mediante un convenio de Transmisión con CFE. Se destaca que la energía y la demanda a estos Centros de Carga es entregada en sus Centros de Carga por CFE. Cabe señalar que las personas que reciben la energía eléctrica en estos Centros de Carga son Usuarios de Suministro Básico y a la vez son socios de un permisionario, por lo que CFE Suministro de Servicios Básicos realiza la segregación de la energía y demanda contenida en los CIL y factura la energía y la demanda excedente, así como los cargos por factor de potencia y el ajuste del depósito de garantía, así como, en su caso con CFE Distribución el cargo por ampliaciones por demandas máximas. Al respecto, del universo de Usuarios de Suministro Básico incluidos en un CIL, se tienen 32,258 y 31,767 servicios en 2023 y 2024 respectivamente que se encuentran recibiendo el Suministro Eléctrico en niveles de Media y Alta Tensión, y en los cuales el equipo de medición se ubica en el lado de Baja Tensión, es decir en el lado secundario del Transformador, el cual no pertenece a las Redes Generales de Distribución (RGD). Esta situación es provocada principalmente porque estos servicios son de baja carga (por ejemplo, carnicerías, bodegas, refrigeradores industriales, mercados), lo que se traduce en dificultades metrológicas o de sensibilidad en los equipos de medición en dichos niveles de tensión, por lo que se opta por la alternativa más económica y técnicamente viable para el Usuario, y se instalan los equipos de medición en el lado secundario del Transformador, es decir en Baja Tensión. Lo anterior provoca un diferencial de la energía que se entrega físicamente en las instalaciones de los centros de carga y lo que registra el medidor en el lado de baja tensión. Este diferencial entre lo que se entrega y lo que se mide es provocado por las pérdidas de transformación, las cuales no se contabilizan como parte de las pérdidas en la RGD porque son transformadores privados, es decir propiedad del Usuario. Por otra parte, se precisa que, en el año 2013, la Secretaría de Energía (SENER) estableció la aplicación del “dos por ciento”, a partir de la expedición del Manual de Disposiciones Relativas al Suministro y Venta de Energía Eléctrica destinada al Servicio Público, publicado en el DOF el 21 de febrero de 2013, el cual señala lo siguiente: “En los servicios que se suministran en alta o media tensión, el suministrador podrá efectuar la medición de la energía eléctrica consumida y de la demanda máxima en el lado del secundario o en el del primario de los transformadores del usuario. Si se hiciere en el lado del secundario, las facturaciones se aumentarán en un 2% (dos por ciento). En los servicios con tarifa de baja tensión, si la medición se hiciere en el lado primario de los transformadores, las facturaciones se disminuirán en un 2% (dos por ciento)”. En este sentido, y en concordancia con las cláusulas Primera y Decima Quinta de los Modelos de Contrato Mercantil para la prestación del servicio de suministro básico energía eléctrica en media y alta tensión, el cual señala que la facturación del suministro básico se elabora a partir de la información de mediciones recabadas o estimadas por el Distribuidor y que el pago de la energía eléctrica, productos y servicios asociados por la prestación del Suministro Eléctrico corresponde al equivalente de la energía eléctrica que consumió el Usuario Final, por lo anterior la propuesta regulatoria de la Comisión Reguladora de Energía consiste en aclarar que la aplicación de dicho ajuste en un 2% (dos por ciento) establecido en el del Manual de Disposiciones Relativas al Suministro y Venta de Energía Eléctrica destinada al Servicio Público se tiene que realizar considerando la Energía Total entregada en las instalaciones del Centro de Carga con la finalidad de que el Suministrador pueda efectivamente recuperar la totalidad de la energía pérdida por el transformador del Usuario de Suministro Básico. Adicionalmente, la propuesta regulatoria aclara el criterio vigente para el cálculo de otros parámetros eléctricos del Suministro Básico señalando únicamente que se debe considerar la energía total registrada por el equipo de medición, tales como son el Factor de Potencia (F.P), es decir la potencia activa que la carga realmente consumió, y que es susceptible de facturarse por el Suministrador, con respecto a la potencia aparente o potencia total entregada por la red, siendo que la parte que no se consume queda convertida en potencia reactiva provocado por los circuitos inductivos (transformadores, motores) o elementos capacitivos (bancos de capacitores) de la misma instalación del Usuario Final. Para efecto de lo anterior, el método de cálculo del factor de potencia ya se encuentra previsto en la normatividad aplicable y de forma puntual lo que se expone a continuación: El cumplimiento de lo concerniente a la facturación para dicho tipo de suministro, y de forma especifica lo contemplado en la disposición 16, en sus fracciones I, V y XI, subincisos e, f y p, de las Disposiciones Administrativas de Carácter General que establecen las Condiciones Generales para la prestación del Suministro Eléctrico, emitidas mediante la Resolución Núm. RES/999/2015, publicadas en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el 16 de febrero de 2016 (RES/999/2015) y que, a la letra, dice: 16. De la Facturación en el Suministro Básico. I. Las tarifas aplicables al Usuario Final serán las emitidas por la CRE, sin perjuicio de los ajustes que pueda realizar la Secretaría de Hacienda y Crédito Público. Las tarifas reguladas que emita la CRE determinarán los ingresos recuperables que obtendrá el Suministrador de Servicios Básicos, de acuerdo con el artículo 138 de la Ley. […] V. Al calcular la Facturación que corresponda a cada Contrato de Suministro, el Suministrador de Servicios Básicos aplicará las cuotas y los conceptos previstos expresamente en la tarifa respectiva. En todos los casos las características de la Facturación deberán ser consistentes con las indicadas en el permiso otorgado al Suministrador por la CRE. […] XI. El Aviso-Recibo será emitido por el Suministrador de Servicios Básicos al Usuario Final y podrá contener, según la tarifa y opción de Facturación aplicable, los siguientes datos: […] e. Consumo de energía activa en kilowatt-horas (kWh), y en su caso, energía reactiva en kilovar-horas (kvarh), factor de potencia y cargos por servicios conexos para el periodo actual. f. Los registros de las mediciones de los 12 meses anteriores (al reverso) de energía activa en kilowatt-horas (kWh) y demanda facturable en kilowatts (kW), según proceda; Cuando los medidores o equipos de medición no muestren directamente los valores medidos, el Distribuidor o Transportista deberá realizar las conversiones que sean necesarias para entregar al Suministrador los valores finales correspondientes. […] p. Otros cargos o créditos aplicables al Suministro, incluyendo impuestos y derechos, así como otros conceptos cobrados por cuenta de terceros autorizados; […]” Lo dispuesto en el Acuerdo Núm. A/073/2023, por el que autoriza el cálculo y ajuste de las tarifas finales que aplicará de manera individual a la empresa productiva subsidiaria CFE Suministrador de Servicios Básicos y determina la Tarifa Regulada para los Servicios Conexos no incluidos en el Mercado Eléctrico Mayorista aplicables del 01 de enero al 31 de diciembre de 2024 (A/073/2023), en vigor a partir del 01 de enero de 2024 y por tanto aplicable para la determinación de las tarifas finales que aplicará la empresa productiva subsidiaria denominada CFE Suministrador de Servicios Básicos (CFE SSB) en 2024 o hasta en tanto éste se modifique o sustituya . En particular, lo referente a los numerales 5.5.1 y 5.5.2 del Anexo Único del Acuerdo A/073/2023, que prevén que el usuario procurará mantener un factor de potencia (FP) aproximado a 100% (cien por ciento) como le sea posible y que, en el caso de que durante cualquier periodo de facturación, tenga un promedio menor de 90% (noventa por ciento) atrasado, 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 en el citado numeral 5.5.2. Así como , el numeral 5.5.4 del Anexo Único del Acuerdo A/073/2023, que a la letra establece lo siguiente: “5.5.4. El requerimiento mínimo del FP que se empleará para determinar el porcentaje de recargo o bonificación a los Usuarios de Suministro Básico conectados en niveles de Media Tensión con demanda contratada mayor o igual a 1 MW y aquellos conectados en Alta Tensión, corresponderá con el requerimiento del FP establecido en el Manual Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la Conexión de Centros de Carga al Sistema Eléctrico Nacional emitido mediante la RES/550/2021, el que lo modifique o sustituya.” De igual manera, lo establecido en el numeral 2.4 del Manual Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la Conexión de Centros de Carga al Sistema Eléctrico Nacional contenido en las Disposiciones Administrativas de Carácter General que contienen los criterios de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional: Código de Red, emitidas mediante la Resolución Núm. RES/550/2021, publicada en el DOF del 31 de diciembre de 2021, que establece lo siguiente: “2.4 Factor de Potencia a. En Estado Operativo Normal, los Centros de Carga conectados en niveles de Media Tensión con una demanda contratada mayor o igual a 1 MW y los Centros de Carga conectados en niveles de Alta Tensión deberán mantener un factor de potencia entre 0.95 en atraso y 1.0 en el Punto de Conexión, con medición cinco-minutal conforme a la NOM-001-CRE/SCFI-2019 vigente o la que la sustituya. Dichos Centros de Carga deberán cumplir con este requerimiento al menos el 95% del tiempo durante un periodo mensual. La vigencia de este requerimiento permanecerá hasta el 8 de abril de 2026. Posterior al periodo señalado en el párrafo anterior, el requerimiento del factor de potencia será de 0.97 en atraso y 1.0 en el Punto de Conexión, con medición cinco-minutal conforme a la NOM-001-CRE/SCFI-2019 vigente o la que la sustituya. Los Centros de Carga deberán cumplir con este requerimiento al menos el 95% del tiempo durante un periodo mensual. Los Centros de Carga que se encuentren conectados en Media Tensión con una demanda contratada igual o superior a 1 MW, a la entrada en vigor de las presentes disposiciones, tendrán un periodo transitorio no mayor a dos años, contados a partir de la publicación del presente documento en el DOF, para asegurar el cumplimiento con el requerimiento de factor de potencia.” Lo anterior, sin perjuicio de lo contemplado en el numeral 6.1 de la Norma Oficial Mexicana NOM-001-CRE/SCFI-2019, Sistemas de medición de energía eléctrica-Medidores y transformadores de medida-Especificaciones metrológicas, métodos de prueba y procedimiento para la evaluación de la conformidad, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 15 de mayo de 2020 (NOM-001-CRE/SCFI-2019), que en su literalidad prevé lo siguiente: “6.1 Funcionalidades. […] a) Medición instantánea para monitoreo. Capacidad de medir en un instante de tiempo tensión, corriente, frecuencia, potencia eléctrica y factor de potencia, con las características señaladas en las Tablas 1.1 y 1.4.” Al respecto, la Tabla 1.1 Funcionalidades, características y tipo de medición para Centrales Eléctricas y Centros de Carga, define el Factor de potencia en atraso y en adelanto como: “f.p. = P/Unom * (Itr < I < Imax)” Es decir, el factor de potencia es igual a la Potencia Activa Instantánea dividida sobre la Tensión Eléctrica Nominal multiplicada por la Intensidad de Corriente. Por lo tanto, el factor de potencia (f.p.) se tiene que calcular sobre el total de la energía recibida por el Usuario, antes de segregar la energía porteada para efectos de la facturación de la energía. Adicional a lo anterior, lo concerniente a la aplicación de los numerales IV, IV.1, IV.2 y IV.3 del Anexo F-RC del Modelo de Contrato de Interconexión para Centrales de Generación de Energía Eléctrica con Energía Renovable o Cogeneración Eficiente, emitido mediante la Resolución Núm. RES/067/2020, publicada en el DOF del 28 de abril de 2010, que señalan lo siguiente: “[…] IV. Definición de los valores de potencia y energía requeridas para la facturación. IV.1 Con los lineamientos dados en los puntos anteriores, para cada intervalo de medición del mes en facturación se determinarán los siguientes valores o parámetros: a) En cada Punto de Carga 1. La potencia porteada. 2. La Potencia Faltante. 3. La Potencia Complementaria. b) En el Punto de Interconexión 1. La Potencia Autoabastecida. 2. La potencia entregada para porteo 3. La Potencia Sobrante. En todos los casos, para obtener la energía de cada intervalo de medición se multiplicará el valor de potencia por la fracción horaria del intervalo de medición. Para obtener la energía correspondiente a cada Periodo Horario del periodo de facturación, se sumarán las energías de los respectivos intervalos de medición. IV.2 Con los valores de Potencia Faltante, Potencia Complementaria y Potencia Sobrante, así como los correspondientes de energía, calculados en IV.1, se harán las compensaciones descritas en la sección XV.3 del Contrato. IV.3 Para cada Punto de Carga, la Energía Faltante que haya sido compensada con Energía Sobrante del Permisionario será considerada dentro de la energía porteada al Punto de Carga en cuestión, para el mes en facturación.” En ese sentido, la propuesta regulatoria no implica costos de cumplimiento para el particular adicionales a la normatividad vigente y es respetuoso de los términos establecidos en el CIL conforme al artículo Transitorio Décimo Segundo de la LIE, mismo que señala que los CIL no serán prorrogados una vez terminada su vigencia, y que los instrumentos vinculados a los CIL podrán actualizarse bajo las condiciones previstas en los propios Contratos de Interconexión Legados, siempre y cuando su vigencia no exceda el término del contrato principal, así como que en términos de modificación a los CIL o sus instrumentos se formalizarán sin afectar las fechas de vigencia de los CIL bajo los términos que se encuentren estipulados.

El proyecto de regulación propuesto no genera costos de cumplimientos regulatorios adicionales a los existentes, ya que no crea nuevas obligaciones, no hace más estrictas las existentes ni reduce los derechos o prestaciones de los particulares. Dicho proyecto instrumenta y brinda sustento al Suministrador de Servicios Básicos en relación con los cobros que ya aplica por ajustes del “dos por ciento” por pérdidas de transformación atribuibles al Usuario Final, basado en el Manual de Disposiciones Relativas al Suministro y Venta de Energía Eléctrica destinada al Servicio Público (Manual) de la SENER, el cálculo de Factor de Potencia y Demandas Máximas basadas en la Metodología de Cálculo y Ajuste de la Tarifa Final de Suministro Básico. Por lo anterior, el proyecto no genera costos de cumplimiento a los particulares porque no obliga a presentar información adicional, tampoco crea trámites que impliquen cargas administrativas o costos de cumplimiento a los particulares; únicamente establece y clarifica los criterios bajo los cuales el Suministrador aplica el cobro respecto a ciertos parámetros eléctricos en la prestación del suministro eléctrico. Por otra parte, la propuesta regulatoria es consistente con los conceptos de la ingeniería eléctrica y las buenas prácticas de la industria eléctrica a nivel internacional, y contribuye al desarrollo eficiente del sector, brindando certidumbre y claridad respecto a los cobros aplicados por el Suministrador a los conceptos antes mencionados, reduciendo los costos en su operación y facturando la energía y la demanda efectivamente utilizada por los usuarios finales. En la siguiente Tabla 1, se presenta cada uno de los tres criterios establecidos en la propuesta regulatoria y la justificación sobre que no implican costos para los particulares. (Ver Tabla 1. Criterios establecidos en el Instrumento Regulatorio y justificación por no costos en el Archivo Exención de AIR por Ajuste Pérdidas de Transformación)

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