Diario Oficial de la Federación (2023)

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 2021y 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

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

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

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

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

Fuente: CRE

Tabla 6. Categoría DIST

Fuente: CRE

Tabla 7. Categoría DIT

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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