La Ley de la Industria Eléctrica, reformada mediante Decreto publicado en el Diario Oficial de la Federación el 6 de noviembre de 2020 (LIE)en su artículo 12, fracción XXI y artículo 52, faculta a la CRE para establecer: • los requisitos y montos mínimos para los Contratos de Cobertura Eléctrica (CCE) • los requisitos para los Suministradores y Usuarios Calificados Participantes del Mercado para suministrar potencia, energía eléctrica y productos asociados a los Centros de Carga, • los requisitos a los Centros de Carga para adquirir los productos citados y • a la misma CRE para verificar el cumplimiento de los CCE, El objetivo del instrumento es ajustar la regulación existente, en específico las “Disposiciones Administrativas de carácter general que establecen los requisitos y montos mínimos de Contratos de Cobertura Eléctrica que los Suministradores deberán celebrar relativos a la energía eléctrica, potencia y certificados de energía limpia que suministrarán a los centros de carga que representen y su verificación” emitidas mediante resolución Núm. RES/008/2016 y su modificación mediante la Resolución Núm. RES/584/2016 toda vez que son poco específicas y carecen de los elementos que permitan a la Comisión cumplir con la facultad de verificar el cumplimiento de las obligaciones de los Obligados, lo que dificulta que éstos últimos tengan certeza jurídica de dicho cumplimiento. Por lo tanto, en la modificación que se plantea, se describe la forma y los formatos para la presentación de la información que actualmente presentan los Participantes Obligados, se definen los criterios que se utilizarán para la verificación antes referida y se disminuye el horizonte forzoso para celebrar Contratos de Cobertura Eléctrica de 18 a 12 años.

La disposición jurídica directamente relacionada con el proceso que se pretende mejorar son los artículos 12, fracciones XXI, XLVII, XLIX y LII, 52, 53, 122, 123, 125 y 127 de la LIE y las “Disposiciones Administrativas de carácter general que establecen los requisitos y montos mínimos de Contratos de Cobertura Eléctrica que los Suministradores deberán celebrar relativos a la energía eléctrica, potencia y certificados de energía limpia que suministrarán a los centros de carga que representen y su verificación” emitidas mediante resolución Núm. RES/008/2016 su modificación mediante la Resolución Núm. RES/584/2016”, principalmente.

No emitir regulación alguna

No emitir el “Acuerdo de la Comisión Reguladora de Energía por el que se modifican y adicionan las disposiciones administrativas de carácter general que establecen los requisitos y montos mínimos de contratos de cobertura eléctrica que los suministradores deberán celebrar relativos a la energía eléctrica, potencia y certificados de energía limpia que suministrarán a los centros de carga que representen y su verificación, expedidas mediante la Resolución núm. RES/008/2016 y modificadas a través de la Resolución núm. RES/584/2016” Descripción de las alternativas y estimación de los costos y beneficios 1: Permanecer con las condiciones que se establecen en la Resolución núm. RES/008/2016 y su modificación a través de la Resolución núm. RES/584/2016. Con esta inacción, la CRE se verá imposibilitada para llevar a cabo de forma eficiente la verificación de las obligaciones de los Contratos de Cobertura al carecer de los elementos, criterios y especificaciones que son necesarias y que dieron origen al proyecto del Acuerdo, por lo que, se realizarán requerimientos de información adicional a los Participantes Obligados hasta que se cuente con la información con las características que permitan brindar certeza jurídica a los Obligados respecto del cumplimiento de sus obligaciones. En ese tenor, se estima que el tiempo que se invierte en el llenado de un formato genérico que cada participante Obligado define conlleva un mayor tiempo que el llenado del formato que se propone. Los costos se verán incrementados en la medida que los Participantes Obligados presenten información incompleta o poco clara y ello derive en diversos requerimientos de información adicional o de clarificación a fin de que la CRE cuente con la información necesaria para verificar el cumplimiento de las obligaciones de CCE. En caso de que no se lleve a cabo la modificación, la CRE se verá imposibilitada a cumplir con los plazos señalados por la regulación vigente para determinar el nivel de cumplimiento de los porcentajes de Contratos de Cobertura para la compra anticipada de energía Potencia y CEL que permitan dar certeza y estabilidad a las operaciones en el Mercado Eléctrico Mayorista de las Entidades Responsables de Carga; no se podrá definir el porcentaje de los costos del Protocolo Correctivo que deberán cubrir aquellos incumplidos en sus obligaciones de celebración de Contratos de Cobertura Eléctrica. Lo anterior crea un desincentivo al cumplimiento de estas obligaciones y puede derivar en que los Participantes del Mercado estén totalmente expuestos a los precios spot del mercado y en posibles incumplimientos de diversas obligaciones señaladas en la regulación vigente. Finalmente, se estima que el tiempo que se invierte en el llenado de un formato genérico que cada participante Obligado define conlleva un mayor tiempo que el llenado del formato que se propone. Costo final: Se estima que el trámite actualmente tiene un costo de $379,466.28 (trescientos setenta y nueve mil, cuatrocientos sesenta y seis 28/100 M.N.), permanecer en este estatus derivaría en la imposibilidad de reducir los costos con la implementación de la propuesta. Beneficio final: Mantener la regulación y dejar de emitir el Acuerdo que se propone tendría un beneficio adicional de cero.

Esquemas de autorregulación

Derogar/ Abrogar la regulación de requisitos de Contratos de Cobertura. (dar una idea de lo qué pasaría en este caso. Incluir el ejemplo de un PML alto) Una alternativa es abrogar o derogar las Disposiciones administrativas de carácter general que establecen los requisitos y montos mínimos de contratos de cobertura eléctrica que los suministradores deberán celebrar relativos a la energía eléctrica, potencia y certificados de energía limpia que suministrarán a los centros de carga que representen y su verificación, expedidas mediante la Resolución núm. RES/008/2016 y modificadas a través de la Resolución núm. RES/584/2016. Lo que implicaría por una parte que la Comisión estaría en incumplimiento del mandato de los artículos 12 fracción XXI y 52 de la LIE al dejar indefinidos los requisitos relativos a los Contratos de Cobertura. Adicionalmente, si bien los Contrato de Cobertura Eléctrica tienen beneficios intrínsecos e independientes de la regulación, al dejar de ser una obligación, se incrementa la posibilidad de que las Entidades Responsables de Carga dejen de celebrar este tipo de Contratos, lo que daría como resultado mayor incertidumbre en la operación del Mercado, posibles incumplimientos en otros mercados, como el Mercado para el Balance de Potencia. Adicionalmente, los generadores carecerían de contratos que les permitieran llevar a cabo una planeación a mediano y largo plazo. En ese sentido, se plantea el siguiente ejemplo para el caso de la compraventa de energía anticipada, con los siguientes supuestos: a) El Generador X01 celebró un Contrato de Cobertura con un Suministrador S01 b) El contrato de Cobertura Eléctrica se celebró por 50 MWh durante 8 horas diarias en el mes de julio del año 1 a un Precio de $500/MWh para el Mercado del Día en Adelanto (MDA) c) El consumo promedio diario del Suministrador S01 es de 50MWh diarios d) El Generador X01 tiene una capacidad instalada que le permite generar solo lo pactado mediante el Contrato de Cobertura eléctrica e) No existen diferencias para este Participante entre la programación en el MDA con el Tiempo Real. f) Ambos sujetos son Participantes del Mercado y están al corriente de sus obligaciones, además, son puntuales y responsables con el registro y aceptación de las Transacciones Bilaterales Financieras que registran ante el CENACE. g) Para fines del ejercicio, se tomarán en cuenta que la extracción e inyección d energía es en el mismo Nodo para el SIN, por lo que se utilizarán los PML promedio diarios para dicho sistema. De lo anterior se desprende que, en el ejemplo simplificado, con el Contrato de Cobertura, ambos participantes tendrían los siguientes Ingresos y costos: (Ver Tabla AIR CCE) De lo anterior se observa que, para el caso del Suministrador, el costo por el consumo de la energía eléctrica de los centros de carga que representa, obtuvo un ahorro neto de $2´064,528.78 pesos, aun y cuando los PML zonales en 12 ocasiones presentaron valores menores al pactado en el Contrato de Cobertura Eléctrica, además, el costo estable pactado permite que realice sus proyecciones de costos e ingresos con insumos confiables y minimiza la exposición a los precios de mercado. En el caso del generador, si bien los PML nodales que se le hubieran pagado en el mercado fueron el 60% de las veces mayores al precio pactado, el otro 40% habría recibido un precio menor, por lo que, contrato de Cobertura le garantiza la compra de los productos que ofrece, proporciona certeza en sus proyecciones financieras e ingresos estables, con un ingreso de $1,385,019.14 menor al que habría recibido en el Mercado, sin embargo, la proporción podría invertirse en periodos de baja demanda donde la energía generada con tecnologías más baratas determinan el nivel de los precios. Adicionalmente, los contratos celebrados con anterioridad a la entrada en operación de las centrales facilitan las gestiones para obtener financiamiento de fuentes externas a fin de desarrollar los proyectos para la instalación de nuevas pantas de generación. Ahora bien, el ejercicio se realizó para 1 mes, sin embargo, la regulación exige que se celebren contratos por un porcentaje de la demanda estimada a 18 años, en la versión vigente y a 12 en la propuesta por lo que, los beneficios de la celebración de este tipo de contratos son más altos en el largo plazo. Los ahorros del mercado son sustanciales y relevantes para la eficiencia de este. Por lo tanto, se estima conveniente que la regulación prevea la obligatoriedad de celebrar contratos de Cobertura Eléctrica por la compra anticipada de energía, Potencia y CEL. En ese sentido, esta opción no es viable. Costo final: Disminución en la eficiencia del mercado, riesgo de suministro eléctrico ante precios volátiles y posibles precios impagables por parte de los Suministradores Beneficio final: Se elimina el costo administrativo de la presentación de las estimaciones de demanda y Contratos de Cobertura Eléctrica a la Comisión.

Modifica

Obligación

Formato AIR de impacto moderado_4nov_VF

Formato AIR de impacto moderado_4nov_VF

Formato AIR de impacto moderado_4nov_VF

Formato AIR de impacto moderado_4nov_VF

No aplica

No aplica

Entrega de información sobre los Contratos de Cobertura Eléctrica

CRE-15-018

Ver pregunta 7 en el Formato AIR de impacto moderado_4nov_VF

Se modifica el trámite CRE-15-018 a fin de hacerlo coherente con las obligaciones que marca a regulación actual y de hacer evidente el uso de los formatos propuestos para el cumplimiento de dichas obligaciones. Actualmente, el trámite solo señala que los Permisionarios deben presentar los Contratos de Cobertura Eléctrica, sin incluir la presentación de estimaciones de demanda ni la forma en que se deben presentar.

Suministradores de Energía Eléctrica

De acuerdo con la regulación vigente, los Participantes Obligados desarrollan cuatro actividades para dar cumplimiento a sus obligaciones: 1) Presentan un escrito libre mediante el que entregan a la Comisión: a. Las estimaciones de demanda de los centros de carga que representan para los 18 años subsecuentes al año de reporte b. La metodología mediante la cual determinaron la estimación de demanda del inciso anterior Para ello, presentan, adjunto al escrito libre, un documento con la metodología, que puede ser un escrito en PDF o un archivo en Excel con diversa información, a veces con las celdas bloqueadas. 2) Celebran Contratos de Cobertura Eléctrica. Este es un proceso que cada Participante Obligado lleva a cabo de forma independiente y con sus propios recursos de acuerdo con su plan de negocios. La celebración de estos contratos tiene diversos beneficios para los involucrados. 3) Presentan un escrito libre mediante el que presentan los Contratos de Cobertura Eléctrica ante la Comisión, para ello, deberían entregar los Contratos donde se identifique la información necesaria para que la Comisión valide que sirven para cumplir con sus obligaciones además de una relación de los Contratos y sus características, sin embargo, entregan documentación que carece de ello y formatos heterogéneos que no son de utilidad para los fines regulatorios. 4) Atienden requerimientos para clarificar Información o información adicional que les hace la Comisión. Estos requerimientos y su atención pueden ser respecto a la estimación de demanda y su metodología o respecto a los propios Contratos que presentan. Actualmente, cada Participante Obligado recibe al menos un requerimiento de información adicional en ambos procesos. La regulación que se pretende emitir tiene como consecuencias. A) Reducir el tiempo de llenado de formatos de los Participantes Obligados al clarificar la información que es necesaria para que la Comisión lleve a cabo la verificación del cumplimiento de su obligación B) Dar certeza jurídica sobre la información que la Comisión toma en cuenta para cada Participante Obligado a fin de determinar el cumplimiento de sus obligaciones. C) Proporcionar ejemplos que clarifiquen la forma en que se debe presentar la información y documentación. De lo anterior se desprende que, si bien la implementación de los formatos para la presentación de la información de las estimaciones de demanda y Contratos de Cobertura Eléctrica supondría un costo de cumplimiento a los particulares al exigirles que la información se entregue conforme a requisitos específicos, se estima que tendrán una reducción de costos en cuanto al tiempo que destinan para su llenado al tener clara la información que se requiere y se reducirán los requerimientos de información adicional que realiza la Comisión. Por lo anterior, se estima que al implementar la regulación propuesta se tiene un beneficio bruto de $379,466.28 (trescientos setenta y nueve mil cuatrocientos sesenta y seis 28/100 M. N.). que corresponden a los costos administrativos de la situación actual, mientras que el costo de la regulación propuesta es de $335,318.58 (trescientos treinta y cinco mil trescientos dieciocho 58/100 M. N.), obteniendo con ello, un beneficio neto de $44,147.70 (cuarenta y cuatro mil setecientos cuarenta y siete 70/100 M. N.), toda vez que el beneficio es superior a los costos (ver Anexos) En ese sentido, se observa que la reducción en los costos se debe a la reducción en los tiempos destinados a la preparación de la información a presentar mediante formatos predefinidos con la información determinada y suficiente, lo que deriva en una reducción sustancial de los requerimientos de la CRE al sujeto Obligado y, por lo tanto, de los costos administrativos para atender estos.

De acuerdo con la regulación vigente, los Participantes Obligados desarrollan cuatro actividades para dar cumplimiento a sus obligaciones: 1) Presentan un escrito libre mediante el que entregan a la Comisión: a. Las estimaciones de demanda de los centros de carga que representan para los 18 años subsecuentes al año de reporte b. La metodología mediante la cual determinaron la estimación de demanda del inciso anterior Para ello, presentan, adjunto al escrito libre, un documento con la metodología, que puede ser un escrito en PDF o un archivo en Excel con diversa información, a veces con las celdas bloqueadas. 2) Celebran Contratos de Cobertura Eléctrica. Este es un proceso que cada Participante Obligado lleva a cabo de forma independiente y con sus propios recursos de acuerdo con su plan de negocios. La celebración de estos contratos tiene diversos beneficios para los involucrados. 3) Presentan un escrito libre mediante el que presentan los Contratos de Cobertura Eléctrica ante la Comisión, para ello, deberían entregar los Contratos donde se identifique la información necesaria para que la Comisión valide que sirven para cumplir con sus obligaciones además de una relación de los Contratos y sus características, sin embargo, entregan documentación que carece de ello y formatos heterogéneos que no son de utilidad para los fines regulatorios. 4) Atienden requerimientos para clarificar Información o información adicional que les hace la Comisión. Estos requerimientos y su atención pueden ser respecto a la estimación de demanda y su metodología o respecto a los propios Contratos que presentan. Actualmente, cada Participante Obligado recibe al menos un requerimiento de información adicional en ambos procesos. La regulación que se pretende emitir tiene como consecuencias. A) Reducir el tiempo de llenado de formatos de los Participantes Obligados al clarificar la información que es necesaria para que la Comisión lleve a cabo la verificación del cumplimiento de su obligación B) Dar certeza jurídica sobre la información que la Comisión toma en cuenta para cada Participante Obligado a fin de determinar el cumplimiento de sus obligaciones. C) Proporcionar ejemplos que clarifiquen la forma en que se debe presentar la información y documentación. De lo anterior se desprende que, si bien la implementación de los formatos para la presentación de la información de las estimaciones de demanda y Contratos de Cobertura Eléctrica supondría un costo de cumplimiento a los particulares al exigirles que la información se entregue conforme a requisitos específicos, se estima que tendrán una reducción de costos en cuanto al tiempo que destinan para su llenado al tener clara la información que se requiere y se reducirán los requerimientos de información adicional que realiza la Comisión. Por lo anterior, se estima que al implementar la regulación propuesta se tiene un beneficio bruto de $379,466.28 (trescientos setenta y nueve mil cuatrocientos sesenta y seis 28/100 M. N.). que corresponden a los costos administrativos de la situación actual, mientras que el costo de la regulación propuesta es de $335,318.58 (trescientos treinta y cinco mil trescientos dieciocho 58/100 M. N.), obteniendo con ello, un beneficio neto de $44,147.70 (cuarenta y cuatro mil setecientos cuarenta y siete 70/100 M. N.), toda vez que el beneficio es superior a los costos (ver Anexos) En ese sentido, se observa que la reducción en los costos se debe a la reducción en los tiempos destinados a la preparación de la información a presentar mediante formatos predefinidos con la información determinada y suficiente, lo que deriva en una reducción sustancial de los requerimientos de la CRE al sujeto Obligado y, por lo tanto, de los costos administrativos para atender estos.

Se estima que al implementar la regulación propuesta se tiene un beneficio bruto de $379,466.28 (trescientos setenta y nueve mil cuatrocientos sesenta y seis 28/100 M. N.). que corresponden a los costos administrativos de la situación actual, mientras que el costo de la regulación propuesta es de $335,318.58 (trescientos treinta y cinco mil trescientos dieciocho 58/100 M. N.), obteniendo con ello, un beneficio neto de $44,147.70 (cuarenta y cuatro mil setecientos cuarenta y siete 70/00 M. N.), toda vez que el beneficio es superior a los costos (ver Anexos) En ese sentido, se observa que la reducción en los costos se debe a la reducción en los tiempos destinados a la preparación de la información a presentar mediante formatos predefinidos con la información determinada y suficiente, lo que deriva en una reducción sustancial de los requerimientos de la CRE al sujeto Obligado y, por lo tanto, de los costos administrativos para atender estos.

No aplica