DOF: 08/09/2015
Acuerdo por el que la Secretaría de Energía emite las Bases del Mercado Eléctrico.

PEDRO JOAQUÍN COLDWELL, Secretario de Energía, con fundamento en el Tercero Transitorio de
la Ley de la Industria Eléctrica y en los artículos 33 de la Ley Orgánica de la Administración Pública
Federal y 4 del Reglamento Interior de la Secretaría de Energía
CONSIDERANDO
Que de conformidad con el artículo 25, párrafo cuarto, de la Constitución Política de los Estados
Unidos Mexicanos, el sector público tendrá a su cargo, de manera exclusiva, las áreas estratégicas
que se señalan en el artículo 28, párrafo cuarto de la Constitución;
Que el artículo 27, párrafo sexto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos
establece que corresponde exclusivamente a la Nación la planeación y el control del Sistema
Eléctrico Nacional, así como el servicio público de transmisión y distribución de energía eléctrica, y
que en estas actividades no se otorgarán concesiones, sin perjuicio de que el Estado pueda celebrar
contratos con particulares en los términos que establezcan las leyes, mismas que determinarán la
forma en que los particulares podrán participar en las demás actividades de la industria eléctrica;
Que el Transitorio Tercero de la Ley de la Industria Eléctrica establece en su tercer párrafo, que por
única ocasión la Secretaría de Energía emitirá las primeras Reglas del Mercado, y que dichas Reglas
incluirán las Bases del Mercado Eléctrico y las Disposiciones Operativas del Mercado que la
Secretaría determine;
Que la Ley de la Industria Eléctrica define las Bases del Mercado Eléctrico como aquellas
disposiciones administrativas de carácter general que contienen los principios del diseño y operación
del Mercado Eléctrico Mayorista, incluyendo las subastas a que se refiere la propia Ley, y
Que las Bases del Mercado Eléctrico definen las reglas y procedimientos que deberán llevar a cabo
los Participantes del Mercado y las autoridades para mantener una adecuada administración,
operación y planeación del Mercado Eléctrico Mayorista, por lo que he tenido a bien emitir el
siguiente: ACUERDO
ARTÍCULO ÚNICO.- La Secretaría de Energía emite las Bases del Mercado Eléctrico.
TRANSITORIO
ÚNICO. El presente Acuerdo entrará en vigor el día siguiente de su publicación en el Diario Oficial de
la Federación.
México, Distrito Federal, a 1 de septiembre de 2015.- El Secretario de Energía, Pedro Joaquín
Coldwell.- Rúbrica.
BASES DEL MERCADO ELÉCTRICO
CONTENIDO

BASE 1

Introducción y disposiciones generales

1.1

Naturaleza de las Bases del Mercado Eléctrico

1.2

Contenido de las Bases del Mercado Eléctrico

1.3

Descripción del Mercado Eléctrico Mayorista

1.4

Etapas de implementación del Mercado Eléctrico Mayorista

1.5

Estructura y desarrollo de las Reglas del Mercado

BASE 2

Definiciones y reglas de interpretación

2.1

Términos definidos

2.2

Reglas de interpretación

BASE 3

Registro y acreditación de Participantes del Mercado

3.1

Disposiciones generales

3.2

Procedimiento de registro de los Participantes del Mercado

3.3

Procedimiento de Acreditación de los Participantes del Mercado

3.4

Usuarios Calificados

3.5

Suministradores

3.6

Retiros definitivos de Unidades de Central Eléctrica y remoción del registro

BASE 4

Garantías de cumplimiento

4.1

Disposiciones generales

4.2

Monto Garantizado de Pago

4.3

Responsabilidad Estimada Agregada

4.4

Insuficiencia de las garantías de cumplimiento

BASE 5

Acceso al Sistema Eléctrico Nacional

5.1

Interconexión y conexión al Sistema Eléctrico Nacional

5.2

Transferencia de activos

BASE 6

Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional

6.1

Principios generales

6.2

Servicios Conexos requeridos para la Confiabilidad

6.3

Estados operativos del Mercado Eléctrico Mayorista

6.4

Planeación Operativa

6.5

Recursos de energía limitada

6.6

Programación de salidas

BASE 7

Pequeños sistemas eléctricos

BASE 8

Modelos utilizados en el Mercado Eléctrico Mayorista

8.1

Modelo de la Red Física

8.2

Modelo Comercial de Mercado

8.3

Modelo Comercial de Facturación

8.4

Modelado de elementos específicos

BASE 9

Elementos del Mercado de Energía de Corto Plazo

9.1

Disposiciones Generales

9.2

Aspectos generales de las ofertas de venta

9.3

Aspectos generales de las ofertas de compra

9.4

Ofertas virtuales

9.5

Ofertas de las Unidades de Central Eléctrica

9.6

Ofertas de Recursos de Demanda Controlable

9.7

Ofertas de importación o exportación

9.8

Transacciones Bilaterales

9.9

Asignación de Unidades de Central Eléctrica de horizonte extendido

9.10

Pronósticos

BASE 10

Operación del Mercado de Energía de Corto Plazo

10.1

Mercado del Día en Adelanto

10.2

Asignación de Unidades de Central Eléctrica para Confiabilidad

10.3

Mercado de Tiempo Real

10.4

Servicios Conexos

10.5

Programación de Importación y Exportación

10.6

Disponibilidad de gas natural

10.7

Suspensión de operaciones del Mercado de Energía de Corto Plazo

10.8

Contratos de Interconexión Legados

BASE 11

Mercado para el Balance de Potencia

11.1

Disposiciones Generales

11.2

Operación del Mercado para el Balance de Potencia

BASE 12

Mercado de Certificados de Energías Limpias

BASE 13

Derechos Financieros de Transmisión

13.1

Naturaleza y características

13.2

Derechos Financieros de Transmisión Legados (DFT Legados)

13.3

Subastas de Derechos Financieros de Transmisión

13.4

Fondeo de la expansión de la transmisión y la distribución

BASE 14

Subastas de Mediano y Largo Plazo

14.1

Disposiciones comunes

14.2

Subastas de Mediano Plazo

14.3

Subastas de Largo Plazo

BASE 15

Sistema de Información del Mercado

15.1

Disposiciones generales

15.2

Categorías de información

BASE 16

Sistemas de medición

16.1

Características y reglas generales

16.2

Verificación y mantenimiento del sistema de medición

16.3

Adquisición, procesamiento y registro de información

BASE 17

Liquidación, facturación y pago

17.1

Disposiciones generales

17.2

Estado de cuenta, facturación y validación de precios

17.3

Liquidaciones del Mercado del Día en Adelanto

17.4

Liquidaciones del Mercado de Tiempo Real

17.5

Liquidaciones de servicios fuera del Mercado Eléctrico Mayorista

17.6

Liquidaciones del Mercado para el Balance de Potencia

17.7

Liquidaciones del Mercado de Certificados de Energías Limpias

17.8

Otras liquidaciones

17.9

Pagos

BASE 18

Vigilancia del Mercado Eléctrico Mayorista

18.1

Disposiciones Generales

18.2

Autoridad de Vigilancia del Mercado

18.3

Unidad de Vigilancia del Mercado

18.4

Monitor Independiente del Mercado

18.5

Vigilancia de ofertas y costos

18.6

Código de Conducta

BASE 19

Incumplimientos y solución de controversias

19.1

Restricción o suspensión de la participación en el Mercado Eléctrico Mayorista

19.2

Terminación del contrato de Participante del Mercado

19.3

Procedimiento para la solución de controversias

BASES DEL MERCADO ELÉCTRICO
BASE 1
Introducción y disposiciones generales
1.1

Naturaleza de las Bases del Mercado Eléctrico

1.1.1
Las Bases del Mercado Eléctrico son un cuerpo normativo integrado por disposiciones
administrativas de carácter general que contienen los principios de diseño y operación del Mercado
Eléctrico Mayorista, incluyendo las subastas a que se refiere la Ley de la Industria Eléctrica.
1.1.2
El Mercado Eléctrico Mayorista es un mercado operado por el CENACE en el que las
personas que celebren con ese organismo el contrato respectivo en la modalidad de Generador,
Comercializador, Suministrador, Comercializador no Suministrador o Usuario Calificado, podrán
realizar transacciones de compraventa de energía eléctrica, Servicios Conexos, Potencia, Derechos
Financieros de Transmisión, Certificados de Energías Limpias y los demás productos que se
requieren para el funcionamiento del Sistema Eléctrico Nacional.
1.1.3
El Mercado Eléctrico Mayorista debe regirse por las Bases del Mercado Eléctrico y por las
Disposiciones Operativas del Mercado, que en su conjunto integran las Reglas del Mercado. Además
de establecer los procedimientos que permitan realizar las transacciones de compraventa antes
mencionadas, las Reglas del Mercado deben establecer los requisitos mínimos para ser Participante
del Mercado, determinar los derechos y obligaciones de los Participantes del Mercado, definir la
manera en que deberán coordinarse las actividades de los Transportistas y Distribuidores para la
operación del Mercado Eléctrico Mayorista, y definir mecanismos para la solución de controversias.
1.2

Contenido de las Bases del Mercado Eléctrico

1.2.1
La Base 1 explica la naturaleza de las Bases del Mercado Eléctrico y describe brevemente
su contenido; señala las etapas y los tiempos previstos para la implementación del Mercado Eléctrico
Mayorista; y explica la estructura jerárquica de las Reglas del Mercado así como la forma en que
éstas se irán desarrollando.
1.2.2
La Base 2 contiene la lista de términos definidos y el significado que tiene cada uno de ellos
para los efectos de este instrumento, y además establece algunas reglas básicas de interpretación.
1.2.3
La Base 3 establece el procedimiento para que los interesados en participar en el Mercado
Eléctrico Mayorista puedan registrarse como Participantes del Mercado y acreditarse para realizar en
él transacciones. Además de la suscripción del contrato correspondiente con el CENACE, para
realizar operaciones en el Mercado Eléctrico Mayorista será indispensable que los participantes
garanticen debidamente las obligaciones que asuman frente al CENACE.
1.2.4
La Base 4 describe precisamente la forma en que los Participantes del Mercado deberán
garantizar el cumplimiento de las obligaciones que asuman frente al CENACE respecto a su
participación en el Mercado Eléctrico Mayorista. En ella se indican qué instrumentos podrán utilizar

como garantía y la mecánica que utilizará el CENACE para administrar el riesgo de incumplimiento
de obligaciones a cargo de Participantes del Mercado.
1.2.5
La Base 5 describe las condiciones de acceso al Sistema Eléctrico Nacional. En dicha base
se establecen los criterios para la interconexión de Centrales Eléctricas y para la conexión de
Centros de Carga, así como los procedimientos para la transferencia de activos entre Participantes
del Mercado.
1.2.6
En el artículo 95 de la Ley se establece que el Mercado Eléctrico Mayorista deberá
promover el desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional en condiciones de eficiencia, Calidad,
Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad, por lo que en este sentido, la Base 6
establece las normas que rigen el mantenimiento de la Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional,
los procedimientos operativos a ser usados en un estado operativo de emergencia, los requisitos
mínimos para la comunicación entre el CENACE y los Participantes del Mercado, así como las
obligaciones y responsabilidades relativas a la Confiabilidad que deberán llevar a cabo los
Transportistas, Distribuidores, Centrales Eléctricas, Generadores Exentos, Participantes del Mercado
y el CENACE en relación con el Mercado Eléctrico Mayorista. Lo previsto en esta Base complementa
el Código de Red y las demás disposiciones que la CRE emita en materia de confiabilidad.
En esta Base 6 se establecen criterios para que el CENACE establezca las ofertas de costo
de oportunidad para determinadas unidades de energía limitada, basándose en un análisis del uso
óptimo de sus recursos. Estas ofertas son las que los representantes de recursos de energía limitada
deberán enviar al CENACE en el Mercado de Energía de Corto Plazo.
En relación con la planeación operativa prevista en esta Base 6, los Participantes del
Mercado están obligados a proporcionar al CENACE la información necesaria para la realización de
dicha planeación en el mediano plazo con un horizonte de un mes a tres años. Asimismo, todos los
trabajos de mantenimiento, modificaciones, ampliaciones y otras actividades necesarias para el
correcto funcionamiento de los elementos del Sistema Eléctrico Nacional, se deben planear y
coordinar con tiempo suficiente para realizar los estudios necesarios para su programación
1.2.7
La Base 7 establece principios y reglas que deberán observarse para el establecimiento de
esquemas especiales para la operación de los pequeños sistemas eléctricos que integran el Sistema
Eléctrico Nacional, así como para el área de control de Baja California y para el sistema
interconectado de Baja California Sur.
1.2.8
La Base 8 describe los modelos básicos utilizados por el Mercado Eléctrico Mayorista,
iniciando por el modelo de la red física que representa los parámetros eléctricos y la topología de los
elementos de la red y por el modelo comercial del mercado, el cual ajustará el modelo de la red física
a las necesidades de asignación de unidades, el despacho de generación y la operación del
Mercado Eléctrico Mayorista. En esta Base se incluye el modelo de facturación que complementa el
modelo comercial del mercado adicionando las Centrales Eléctricas y Centros de Carga
indirectamente modelados y que no se incluyen individualmente en el modelo de la red física.
1.2.9
El Mercado Eléctrico Mayorista incluye un Mercado de Energía de Corto Plazo que
comprende al Mercado del Día en Adelanto, al Mercado de Tiempo Real y, en una SEGUNDA
ETAPA, al Mercado de Una Hora en Adelanto, en los cuales los Participantes del Mercado podrán
enviar al CENACE sus ofertas de compra y venta de energía y Servicios Conexos. Una vez recibidas

las ofertas de compra y venta de energía, el CENACE realizará el despacho económico de las
Unidades de Central Eléctrica para cada uno de los mercados. El resultado de dicho despacho
económico serán los precios marginales de las reservas en cada zona de reservas y los Precios
Marginales Locales de la energía en cada nodo del Sistema Eléctrico Nacional, integrados por un
componente de energía, un componente de congestión y un componente de pérdidas.
Adicionalmente a los Servicios Conexos incluidos en el mercado, existirán otros como las
reservas reactivas, la potencia reactiva y el arranque de emergencia, operación en isla y conexión a
bus muerto del sistema que serán pagados bajo tarifas reguladas determinadas por la CRE. La Base
9 incluye una descripción detallada de los insumos necesarios para el funcionamiento del Mercado
de Energía de Corto Plazo, como las ofertas de compra y venta de energía y Servicios Conexos, las
ofertas virtuales, las transacciones bilaterales y de importación/exportación, y el cálculo de costos de
oportunidad. En ella también se incluye la descripción de los pronósticos utilizados por el CENACE.
1.2.10
La Base 10 describe detalladamente el funcionamiento del Mercado de Energía de Corto
Plazo, incluyendo el tratamiento de los Contratos de Interconexión Legados y los Servicios Conexos
incluidos en este mercado. Esta Base también incluye aspectos de la coordinación del mercado
eléctrico y del mercado de gas natural, tomando en cuenta, entre otros factores, la factibilidad de
obtener suministro y transporte de gas en firme, la disponibilidad de reprogramación y los
mantenimientos programados en el suministro y transporte de gas.
1.2.11
Adicionalmente, el mercado eléctrico contará con un Mercado para el Balance de Potencia
que garantice la instalación de capacidad de generación suficiente para cumplir los requisitos
mínimos establecidos por la CRE. Este mecanismo se complementará por un mecanismo de precios
graduales de escasez de reservas. La Base 11 describe el funcionamiento de este Mercado para el
Balance de Potencia.
1.2.12
En relación a los Certificados de Energías Limpias, existirá un mercado de corto plazo en
el que los Participantes del Mercado podrán presentar ofertas para vender o comprar estos
certificados libremente. El mercado de Certificados de Energías Limpias se describe en la Base 12.

1.2.13
La Base 13 describe los Derechos Financieros de Transmisión, los cuales serán adquiridos
a través de asignación (legados), subastas o por fondeo de la expansión de la red. Los Derechos
Financieros de Transmisión otorgan a sus titulares el derecho y la obligación de cobrar o pagar la
diferencia que resulte del valor de los componentes de congestión marginal de los precios
marginales locales entre un nodo de origen y un nodo de destino.
1.2.14
La Base 14 describe las Subastas de Mediano y Largo Plazo, las cuales permitirán la
participación de entidades responsables de carga que deseen adquirir bajo este mecanismo
Contratos de Cobertura Eléctrica que abarcan energía eléctrica, Potencia y Certificados de Energías
Limpias. Se operará una Subasta de Mediano Plazo que se llevará a cabo anualmente para
contratos de cobertura de energía eléctrica y Potencia para los tres años siguientes y una Subasta
de Largo Plazo que se llevará a cabo anualmente para contratos de cobertura de Potencia, energía
eléctrica de fuentes limpias y Certificados de Energías Limpias. La entrega de estos productos
iniciará tres años después de llevarse a cabo la subasta y tendrá una duración de quince o veinte
años.

1.2.15
Las condiciones de acceso a la información del Mercado Eléctrico Mayorista se describen
en la Base 15. En ella se ordena la implementación de un Sistema de Información del Mercado que
permita a los Participantes del Mercado, a las autoridades involucradas y al público en general
conocer y tener acceso a la información relevante respecto a la operación de dicho mercado.
1.2.16
La Base 16 describe las características que deben cumplir los sistemas de medición fiscal
(con calidad de facturación), incluyendo responsabilidades referentes a su instalación, verificación y
mantenimiento, así como para la adquisición, procesamiento y envío de registros de medición para
los procesos de liquidación, lo cual es parte fundamental para llevar a cabo las liquidaciones de
todas las transacciones realizadas en el Mercado Eléctrico Mayorista.
1.2.17
En la Base 17 se describen los procedimientos que deberá llevar a cabo el CENACE para
emitir las liquidaciones respectivas a cada uno de los Participantes del Mercado, manteniendo
siempre la contabilidad del Mercado Eléctrico Mayorista en una base de equilibrio.
1.2.18
Para asegurar el funcionamiento eficiente del Mercado Eléctrico Mayorista y el
cumplimiento de las Reglas del Mercado, la Base 18 describe las responsabilidades que tendrá la
Autoridad de Vigilancia del Mercado, la Unidad de Vigilancia del Mercado y el Monitor Independiente
del Mercado respecto al monitoreo del desempeño del Mercado Eléctrico Mayorista, incluyendo la
verificación de ofertas realizadas por los Participantes del Mercado. En esta base se hace referencia
al Código de Conducta que deberán observar los Participantes del Mercado, los Transportistas, los
Distribuidores y el propio CENACE.
1.2.19
Finalmente, la Base 19 establece los procedimientos para la restricción o suspensión de la
participación en el Mercado Eléctrico Mayorista de quienes incumplan con sus obligaciones, así
como para la terminación del Contrato de Participante del Mercado. En esta base también se
describen los procedimientos para la solución de controversias que surjan entre el CENACE y los
Transportistas o Distribuidores, o bien, entre los Participantes del Mercado y los Transportistas o
Distribuidores.
1.3

Descripción del Mercado Eléctrico Mayorista

1.3.1

El Mercado Eléctrico Mayorista consta de:

(a) un Mercado de Energía de Corto Plazo, que a su vez se integra por:
(i)

el Mercado del Día en Adelanto;

(ii)

el Mercado de Tiempo Real; y, a partir de la SEGUNDA ETAPA,

(iii) el Mercado de Una Hora en Adelanto;
(b) un Mercado para el Balance de Potencia;
(c)

un Mercado de Certificados de Energías Limpias; y,

(d) subastas de Derechos Financieros de Transmisión.
Además de ello, el CENACE operará subastas para asignar Contratos de Cobertura
Eléctrica de mediano y largo plazo.

1.3.2

Mercado de Energía de Corto Plazo

(a) En el Mercado de Energía de Corto Plazo se realizan transacciones de compraventa de energía
y Servicios Conexos basadas en Precios Marginales Locales de energía y precios zonales de
Servicios Conexos.
(b) El modelo utilizado en el Mercado de Energía de Corto Plazo representa detalladamente la Red
Nacional de Transmisión y los elementos de las Redes Generales de Distribución que defina el
CENACE, e incluye la representación de pérdidas.
1.3.3

Mercado para el Balance de Potencia

(a) Este mercado operará anualmente para el año inmediato anterior con el propósito de realizar
transacciones de compraventa de Potencia no cubierta o comprometida a través de Contratos de
Cobertura Eléctrica.
(b) A través de él las Entidades Responsables de Carga cuyos contratos no cubrieron los requisitos
reales de Potencia de acuerdo a las obligaciones establecidas por la CRE y los Generadores cuya
operación no satisfizo sus compromisos contractuales, podrán realizar transacciones con los
Generadores y Entidades Responsables de Carga que tengan excedentes relativos a sus
compromisos de Potencia.
1.3.4

Mercado de Certificados de Energías Limpias

(a) El CENACE operará un Mercado de Certificados de Energías Limpias que permita que las
Entidades Responsables de Carga satisfagan las obligaciones establecidas por la CRE para la
adquisición de dichos certificados.
(b) Este mercado permite realizar transacciones entre Entidades Responsables de Carga cuyos
contratos de Cobertura Eléctrica no cubren sus obligaciones establecidas o las rebasan,
Generadores cuya operación no permite cumplir con sus compromisos contractuales, y Generadores
con excedentes relativos a sus compromisos.
1.3.5

Subastas de Derechos Financieros de Transmisión

(a) Los Derechos Financieros de Transmisión otorgan a su titular el derecho a cobrar o la obligación
de pagar la diferencia de los Componentes de Congestión Marginal de los Precios Marginales
Locales del Mercado del Día en Adelanto, entre un nodo de destino y un nodo de origen.
(b) El CENACE operará subastas para la asignación de Derechos Financieros de Transmisión a fin
de que los interesados puedan adquirirlos y, en su caso, puedan utilizarlos para administrar los
riesgos derivados de la congestión en el Sistema Eléctrico Nacional.
1.3.6

Subastas de Mediano y Largo plazo y Contratos de Cobertura Eléctrica

(a) El CENACE operará dos tipos de subastas para asignar contratos de mediano y largo plazo:
(i)

Subastas de Mediano Plazo

(A) Estas subastas se llevarán a cabo con el objeto de asignar contratos para Potencia y energía
con una duración de 3 años, iniciando el año próximo siguiente a aquel en el que se lleva a cabo la
subasta.
(B) La energía se venderá en zonas de carga, a fin de que los vendedores de energía asuman los
riesgos de congestión.
(ii)

Subastas de Largo Plazo

(A) Estas subastas se llevarán a cabo con el objeto de asignar contratos con una duración de 15
años para Potencia y Energías Limpias, y de 20 años para Certificados de Energías Limpias.
(B)
En estas subastas la energía se venderá en las zonas de generación a fin de que los
compradores de energía asuman los riesgos de congestión.
(C) Durante la vigencia de los contratos se utilizarán factores de ajuste que permiten considerar el
valor de la energía de acuerdo a las horas en que ésta es entregada.

(b) Adicionalmente, de acuerdo con las disposiciones transitorias de la Ley, los Suministradores de
Servicios Básicos tendrán la opción de celebrar Contratos Legados para el Suministro Básico para la
energía y Productos Asociados de las Centrales Eléctricas Legadas y las Centrales Externas
Legadas.
(c)
Además de estos contratos, los interesados podrán negociar otro tipo de Contratos de
Cobertura Eléctrica y, algunos de ellos, podrán ser notificados al CENACE como Transacciones
Bilaterales Financieras para efectos de liquidación y pago, o como Transacciones Bilaterales de
Potencia para efectos del Mercado para el Balance de Potencia.
1.4

Etapas de implementación del Mercado Eléctrico Mayorista

1.4.1
Con el objetivo de asegurar el inicio oportuno de los elementos críticos y que el diseño
completo incluya todos los aspectos necesarios para maximizar la eficiencia, los diferentes
componentes del Mercado Eléctrico Mayorista y de las subastas se implementarán en diferentes
momentos, y cada componente se podrá implementar en etapas.
1.4.2

El Mercado de Energía de Corto Plazo se implementará en las siguientes etapas:

(a) El mercado de PRIMERA ETAPA tendrá las características siguientes:
(i)

No se permitirán ofertas virtuales.

(ii)

Sólo incluirá al Mercado del Día en Adelanto y al Mercado de Tiempo Real.

(iii)
Sólo serán aceptadas las Transacciones de Importación y Exportación para energía, con
programación fija, en el Mercado del Día en Adelanto.
(iv)
No se incluirán Recursos de Demanda Controlable en el Despacho Económico con
Restricciones de Seguridad.

(v) Los precios marginales del Mercado del Día en Adelanto y del Mercado de Tiempo Real serán
los menores entre los precios que resulten del programa de despacho y los precios tope establecidos
en las Reglas del Mercado.
(vi) Las Unidades de Central Eléctrica que fueron asignadas en el Mercado del Día en Adelanto no
serán instruidas a cancelar dichas asignaciones por motivos económicos.
(vii) No se emitirán instrucciones de arranque de Unidades de Central Eléctrica por motivos
económicos en el Mercado de Tiempo Real.
(viii) Todos los cargos del Mercado de Tiempo Real estarán basados en los datos de mediciones por
hora.
(b) El mercado de SEGUNDA ETAPA tendrá las características siguientes:
(i) Incluirá ofertas virtuales, previa la validación respectiva por parte de la Unidad de Vigilancia del
Mercado.
(ii) Además del Mercado del Día en Adelanto y del Mercado de Tiempo Real, se incluirá al Mercado
de Una Hora en Adelanto.
(iii)
Se podrán aceptar Transacciones de Importación y Exportación para energía o Servicios
Conexos, con programación fija o despachable, en el Mercado del Día en Adelanto o Mercado de
Una Hora en Adelanto.
(iv) Se incluirán Recursos de Demanda Controlable en el despacho económico.
(v) Se aplicarán precios graduales de escasez a través de curvas de demanda para reservas. Los
precios marginales del Mercado de Energía de Corto Plazo se basarán en una corrida de precios
calculados con precios de escasez más bajos que los que se usan en la corrida de despacho.
(vi) Las Unidades de Central Eléctrica que fueron asignadas en el Mercado del Día en Adelanto
podrán ser instruidas a cancelar dichas asignaciones por motivos económicos, en cuyo caso
recibirán la Garantía de Suficiencia de Ingresos por Instrucción de Paro Anticipado.
(vii) Los diversos cargos del Mercado de Tiempo Real serán calculados y liquidados por cada
intervalo de despacho.
(c)
Posteriormente, se podrá implementar un Mercado de etapas posteriores, mediante
modificaciones a las Bases del Mercado Eléctrico.

1.4.3
etapas:

Las Subastas de Derechos Financieros de Transmisión se implementarán en las siguientes

(a) Las subastas de PRIMERA ETAPA se realizarán anualmente, con plazos de vigencia de un año.
(b)
Las subastas de SEGUNDA ETAPA se realizarán mensualmente, introduciendo plazos
mensuales y para el resto del año en curso. Asimismo, se realizarán subastas de Derechos
Financieros de Transmisión con vigencia de tres años y por temporada.

(c)
Posteriormente, se podrán implementar subastas con plazos distintos, previa modificación de
las Bases del Mercado Eléctrico.
1.4.4
Los demás componentes del Mercado Eléctrico Mayorista (Mercado para el Balance de
Potencia, Mercado de Certificados de Energías Limpias, así como Subastas de Mediano y Largo
Plazo) se implementarán en una sola etapa cada uno, sin perjuicio de que se puedan implementar
mercados de etapas posteriores, mediante modificaciones a las Bases del Mercado Eléctrico.
1.4.5
Los calendarios previstos para la implementación del Mercado Eléctrico Mayorista son los
siguientes:
(a) Mercado de Energía de Corto Plazo para el Sistema Interconectado Nacional y el Sistema
Interconectado Baja California
(i)

Pruebas del mercado de PRIMERA ETAPA: A partir de septiembre de 2015.

(ii) Operación del mercado de PRIMERA ETAPA: A partir del 31 de diciembre de 2015 (operación
del Mercado del Día en Adelanto para el día operativo del 1 de enero de 2016).
(iii)
Operación del mercado de SEGUNDA ETAPA: Entre 2017 y 2018, de acuerdo con el
componente específico.
(b) Subastas de Largo Plazo
(i)
Publicación de bases de licitación: A partir de octubre de 2015 (para contratos que inician en
2018).
(ii)

Adjudicación de contratos: primer trimestre de 2016.

(c)

Asignación de Derechos Financieros de Transmisión Legados: En octubre de 2015

(d) Subastas de Derechos Financieros de Transmisión
(i)

Pruebas del mercado de PRIMERA ETAPA: A partir de septiembre de 2016.

(ii)

Operación del mercado de PRIMERA ETAPA: A partir de noviembre de 2016.

(iii) Operación del mercado de SEGUNDA ETAPA: A partir de enero de 2017.
(e) Mercado para el Balance de Potencia
(i)

Pruebas del mercado de PRIMERA ETAPA: Octubre de 2016.

(ii)

Operación del mercado de PRIMERA ETAPA: Febrero de 2017.

(f)

Subastas de Mediano Plazo

(i)

Publicación de bases de licitación: A partir de octubre de 2016.

(g) Mercado de Certificados de Energías Limpias
(i)

Pruebas del mercado de PRIMERA ETAPA: 2018.

(ii)
Operación del mercado de PRIMERA ETAPA: 2018 o 2019, en función del periodo de
obligación establecido por la Secretaría y lo determinado en Disposiciones Operativas del Mercado.
(h) Mercado de Energía de Corto Plazo para el Sistema Interconectado Baja California Sur, así
como el esquema especial de Mercado Eléctrico Mayorista aplicable a los Pequeños Sistemas
Eléctricos en Régimen de Operación Simplificada: En términos de los Manuales de Prácticas de
Mercado.

1.4.6
Los calendarios previstos se podrán modificar a fin de asegurar el desarrollo completo de
las Reglas del Mercado y de los sistemas requeridos para su ejecución confiable y eficiente. Para el
Mercado de Energía de Corto Plazo la Secretaría confirmará que las pruebas se hayan completado
de forma satisfactoria y emitirá la declaratoria de que dichos mercados puedan iniciar operaciones.
1.5

Estructura y desarrollo de las Reglas del Mercado

1.5.1

Las Reglas del Mercado se estructuran con la siguiente prelación jerárquica:

(a)
Bases del Mercado Eléctrico: Es el documento que contiene las disposiciones de mayor
jerarquía dentro de las Reglas del Mercado. Establece los principios para el diseño y operación del
Mercado Eléctrico Mayorista a que se refiere la Ley.
(b)
Disposiciones Operativas del Mercado: Son los documentos que definen los procesos
operativos del Mercado Eléctrico Mayorista y comprenden jerárquicamente los instrumentos
siguientes:
(i)
Manuales de Prácticas de Mercado: Son las Disposiciones Operativas del Mercado que
establecen los principios de cálculo, instrucciones, reglas, directrices, ejemplos y los procedimientos
a seguir para la administración, operación y planeación del Mercado Eléctrico Mayorista.
(ii)
Guías Operativas: Son las Disposiciones Operativas del Mercado que establecen fórmulas y
procedimientos que, por su complejidad y especificidad, se contienen en documentos diferentes a los
Manuales de Prácticas de Mercado, según sea necesario.
(iii) Criterios y Procedimientos de Operación: Son las Disposiciones Operativas del Mercado que
establecen especificaciones, notas técnicas y criterios operativos requeridos para la implementación
de las Bases del Mercado Eléctrico, los Manuales de Prácticas de Mercado o las Guías Operativas,
en el diseño de software o en la operación diaria.
1.5.2
Cada una de las disposiciones que integran las Reglas del Mercado deberán ser
consistentes con aquellas de la jerarquía superior que les corresponda. Para todos los niveles de
Reglas del Mercado, las entidades que hayan emitido reglas de mayor nivel jerárquico podrán
ordenar el cambio de las reglas de menor nivel que, en su caso, no guarden congruencia con las
reglas de mayor nivel.
1.5.3
La Secretaría emitirá las primeras Reglas del Mercado. Podrá emitir por separado los
documentos que integran las primeras Reglas del Mercado. Dichas reglas incluirán las Bases del
Mercado Eléctrico y las Disposiciones Operativas del Mercado que la Secretaría determine.

1.5.4
Después de la emisión de las primeras Reglas del Mercado, los cambios a las Reglas del
Mercado se oficializarán a través de la autorización o revisión de las siguientes entidades:
(a) La CRE.
(b) El Consejo de Administración del CENACE.
(c)

Los Comités Consultivos de Análisis de las Reglas del Mercado.

(d) Las áreas competentes del CENACE señaladas en las Reglas del Mercado.
1.5.5
Después de la emisión de las primeras Reglas del Mercado, la CRE está facultada para
emitir las Bases del Mercado Eléctrico y para establecer los mecanismos para la autorización,
revisión, ajuste y actualización de las Disposiciones Operativas del Mercado. Para tal efecto, la CRE
podrá determinar requisitos de autorización, procedimientos de análisis, discusión y aprobación
interna o regulatoria que ésta considere, o bien, establecer que el CENACE, a través de su consejo
de administración o de su director general, emita ciertas Disposiciones Operativas del Mercado una
vez que se obtenga la aprobación interna. En tanto la CRE no emita un procedimiento distinto para la
aprobación o modificación de las Disposiciones Operativas del Mercado, se observarán los
procedimientos establecidos en las Reglas del Mercado. Ningún elemento de las presentes reglas
limitará las facultades de la CRE.
1.5.6
La función de los Comités Consultivos de Análisis de las Reglas del Mercado es proponer,
analizar, evaluar y recomendar cambios a las Reglas del Mercado, así como las demás funciones
establecidas en esta Base 1.5.

1.5.7
Los Comités Consultivos de Análisis de las Reglas del Mercado se constituirán y
funcionarán de conformidad con lo siguiente:
(a)
El consejo de administración del CENACE puede crear, modificar o disolver los Comités
Consultivos de Análisis de las Reglas del Mercado que se requieran. Para la disolución de un Comité
Consultivo, se requiere la autorización de la CRE.
(b)
Inicialmente, el consejo de administración del CENACE creará cuando menos un Comité
Consultivo de Análisis de las Reglas del Mercado especializado en Centrales Externas Legadas,
Contratos de Interconexión Legados y la coordinación entre dichos contratos y el Mercado Eléctrico
Mayorista.
(c)
En los Manuales de Prácticas de Mercado se establecerán mecanismos para asegurar la
coordinación entre los Comités Consultivos de Análisis de las Reglas del Mercado.
(d)
Las sesiones de los Comités Consultivos de Análisis de las Reglas del Mercado serán
anunciadas con anticipación y se permitirá la participación de todos los Participantes del Mercado así
como de los Transportistas y Distribuidores.
(e) Las sesiones serán presididas por el personal del CENACE que designe su Director General.
Uno de los miembros designados por el Director General del CENACE se designará para contar con
voto de calidad en caso de empate.

(f) Los miembros con derecho a voto serán designados de la siguiente manera para cada Comité
Consultivo de Análisis de las Reglas del Mercado:
(i)

2 miembros designados por el Director General del CENACE.

(ii)

2 miembros designados por los Generadores.

(iii) 1 miembro designado por los Suministradores de Servicios Básicos.
(iv) 1 miembro designado por los Suministradores de Servicios Calificados.
(v)

1 miembro designado por los Usuarios Calificados Participantes del Mercado.

(vi) 1 miembro designado por los Usuarios Calificados que no sean Participantes del Mercado.
(vii) 1 o 2 miembros correspondientes a la materia del comité de que se trate, atendiendo a lo
siguiente:
(A) Para los comités relacionados con el Mercado de Energía de Corto Plazo, el Mercado para el
Balance de Potencia, el Mercado de Certificados de Energías Limpias, los Derechos Financieros de
Transmisión, las Subastas de Mediano y Largo Plazo y demás asuntos de naturaleza comercial, un
miembro será designado por los Comercializadores no Suministradores.
(B) Para los comités relacionados con la medición, interconexión y conexión de Centrales Eléctricas
y Centros de Carga, Confiabilidad y demás asuntos de naturaleza operativa, un miembro será
designado conjuntamente por los Transportistas y Distribuidores.
(C) Para el comité especializado en Contratos de Interconexión Legados y Centrales Externas
Legadas, un miembro será designado por los titulares de los Contratos de Interconexión Legados y
otro miembro será designado por los operadores de las Centrales Externas Legadas.
(g) Ninguna entidad o sus empresas, subsidiarias o filiales podrá tener más de dos miembros con
derecho a voto en un mismo Comité Consultivo de Análisis de las Reglas del Mercado. El miembro
nombrado, en su caso, por los Transportistas y Distribuidores, no se incluirá en el cálculo de este
límite.
(h) Los Transportistas y los Distribuidores podrán designar participantes en los comités sin derecho
a voto, cuando sea necesario para el desempeño del comité o para representar los intereses de los
Transportistas y Distribuidores. La designación de dichos participantes no es obligatoria, y deberá
limitarse a los Comités Consultivos de Análisis de las Reglas del Mercado que tengan a su cargo
temas relevantes para las operaciones de los Transportistas y Distribuidores.

(i) En los Manuales de Prácticas de Mercado se establecerán mecanismos para seleccionar a los
miembros y demás participantes en los Comités Consultivos de Análisis de las Reglas del Mercado
con el objetivo de garantizar que cuenten con las capacidades técnicas requeridas.
(j) La Secretaría, la CRE y la Comisión Federal de Competencia Económica podrán participar en
cualquiera de los comités sin derecho a voto. La participación de dichas autoridades no es

obligatoria, y deberá limitarse a los Comités Consultivos de Análisis de las Reglas del Mercado que
tengan a su cargo temas relevantes asociados con las facultades de cada autoridad.
1.5.8
Después de la emisión de las primeras Reglas del Mercado, las modificaciones a dichas
reglas serán realizadas conforme al siguiente procedimiento:
(a) Bases del Mercado Eléctrico
(i)
Emisión: La CRE emitirá las modificaciones a las Bases del Mercado Eléctrico, las cuales
deberán apegarse a lo señalado por el artículo 95 de la Ley.
(ii) Consulta pública: Antes de emitir la aprobación respectiva, la CRE hará los cambios propuestos
del conocimiento oportuno de los Participantes del Mercado y, cuando se trate de la planeación u
operación de sus redes, de los Transportistas y Distribuidores, a efecto de que éstos, en un plazo no
mayor a 20 días hábiles, emitan opinión o comentarios al respecto.
(iii)
Solicitudes de revisión: La CRE revisará las Bases del Mercado Eléctrico y considerará
sugerencias a petición del Consejo de Administración del CENACE o a solicitud de cualquier Comité
Consultivo de Análisis de las Reglas del Mercado.
(iv) Ajuste a disposiciones de menor jerarquía: Al momento de la modificación a las Bases del
Mercado Eléctrico, la CRE deberá establecer un plazo máximo para que el CENACE proponga las
modificaciones correspondientes a las Disposiciones Operativas del Mercado.
(b) Manuales de Prácticas de Mercado
(i) Autorización y emisión: El CENACE propondrá a la CRE las modificaciones a los Manuales de
Prácticas de Mercado.
(ii)
Aprobación interna: El consejo de administración del CENACE aprobará las modificaciones a
los Manuales de Prácticas de Mercado.
(iii)
Consulta pública: Antes de emitir la aprobación respectiva, el CENACE hará los cambios
propuestos del conocimiento oportuno de los Participantes del Mercado y, cuando se trate de la
planeación u operación de sus redes, de los Transportistas y Distribuidores, a efecto de que éstos,
en un plazo no mayor a 20 días hábiles, emitan opinión o comentarios al respecto.
(iv) Solicitudes de análisis: Cualquier Participante del Mercado o, cuando se trate de la planeación u
operación de sus redes, cualquier Transportista o Distribuidor, podrá solicitar el análisis de aspectos
específicos de los Manuales de Prácticas de Mercado presentando sus sugerencias al Comité
Consultivo de Análisis de las Reglas del Mercado competente. Dichos comités evaluarán todas las
solicitudes que les sean presentadas.
(v) Revisión regulatoria: La CRE podrá solicitar al consejo de administración del CENACE revisar
propuestas de modificación a los Manuales de Prácticas de Mercado a petición de un Participante
del Mercado, Transportista o Distribuidor, o por su propia iniciativa, conforme a los mecanismos para
la autorización, revisión, ajuste y actualización de las Disposiciones Operativas del Mercado que al
efecto establezca la CRE.
(c)

Guías Operativas

(i)

Autorización y emisión: El CENACE emitirá las Guías Operativas.

(ii) Aprobación interna: Los Comités Consultivos de Análisis de las Reglas del Mercado aprobarán
las modificaciones a las Guías Operativas.

(iii)
Consulta pública: Antes de emitir la aprobación respectiva, el CENACE hará los cambios
propuestos del conocimiento oportuno de los Participantes del Mercado y, cuando se trate de la
planeación u operación de sus redes, de los Transportistas y Distribuidores, a efecto de que éstos,
en un plazo no mayor a 20 días hábiles, emitan opinión o comentarios al respecto.
(iv) Solicitudes de análisis: Cualquier Participante del Mercado o, cuando se trate de la planeación u
operación de sus redes, cualquier Transportista o Distribuidor, podrá solicitar el análisis sobre
aspectos específicos de las Guías Operativas remitiendo sus sugerencias al Comité Consultivo de
las Reglas del Mercado que corresponda. Los Comités Consultivos de Análisis de las Reglas del
Mercado evaluarán todas las solicitudes que les sean presentadas.
(v) Revisión regulatoria: La CRE podrá solicitar a los Comités Consultivos de Análisis de las Reglas
del Mercado revisar modificaciones a las Guías Operativas, ya sea a petición de un Participante del
Mercado, Transportista o Distribuidor, o por iniciativa propia, conforme a los mecanismos para la
autorización, revisión, ajuste y actualización de las Disposiciones Operativas del Mercado que al
efecto establezca la CRE.
(d) Criterios y Procedimientos de Operación
(i)

Autorización y emisión: El CENACE emitirá los Criterios y Procedimientos de Operación.

(ii)
Aprobación interna: El Director General del CENACE podrá modificar los criterios y
procedimientos de Operación. Esta facultad podrá delegarse en los directivos del CENACE conforme
a lo que determine su consejo de administración.
(iii)
Consulta pública: Antes de emitir la aprobación respectiva, el CENACE hará los cambios
propuestos del conocimiento oportuno de los Participantes del Mercado y, cuando se trate de la
planeación u operación de sus redes, de los Transportistas y Distribuidores, a efecto de que éstos,
en un plazo no mayor a 20 días hábiles, emitan opinión o comentarios al respecto.
(iv) Solicitudes de análisis: Cualquier Participante del Mercado o, cuando se trate de la planeación u
operación de sus redes, cualquier Transportista o Distribuidor, podrá solicitar el análisis de aspectos
específicos de los criterios y procedimientos de Operación. La solicitud se realizará al Comité
Consultivo de Análisis de las Reglas del Mercado que corresponda. Estas solicitudes serán públicas
y enviadas al Director General del CENACE.
(v)
Análisis: Los Comités Consultivos de Análisis de las Reglas del Mercado podrán analizar los
criterios y procedimientos de Operación y solicitar al Director General del CENACE la reversión de la
modificación o la realización de nuevos cambios derivados de una solicitud de un Participante del
Mercado o por iniciativa propia.

(vi) Revisión regulatoria: La CRE podrá instruir al Director General del CENACE la revisión de los
criterios y procedimientos de Operación, a petición de un Participante del Mercado, Transportista o
Distribuidor, o por iniciativa propia, conforme a los mecanismos para la autorización, revisión, ajuste
y actualización de las Disposiciones Operativas del Mercado que al efecto establezca la CRE.
1.5.9
Los cambios realizados a las Reglas del Mercado tendrán efecto con carácter general a
partir de la fecha de entrada en vigor que se establezca en la versión autorizada de la propia regla.
No se aplicarán los cambios de reglas de manera retroactiva.
1.5.10
El CENACE establecerá un sitio de Internet para la recepción de solicitudes de análisis
previo a la modificación, adición o derogación de las Reglas del Mercado. Todas las solicitudes serán
públicas. El sitio de Internet permitirá la recepción de opiniones y comentarios de los Participantes
del Mercado, Transportistas o Distribuidores respecto a las solicitudes recibidas. La resolución final
de cada solicitud no podrá emitirse antes de 20 días hábiles después de la publicación de dicha
solicitud. Se pueden incorporar cambios a la solicitud de modificación original sin requerir otro
periodo de 20 días hábiles.
1.5.11
Cuando sea necesario preservar la eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad,
seguridad o sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional, la CRE y el CENACE, en los términos
descritos en este documento, podrán emitir Reglas del Mercado de manera inmediata. En este caso,
el ente que expidió el cambio recibirá comentarios públicos durante 20 días hábiles con posterioridad
de la emisión y, en su caso, realizará los ajustes pertinentes.

BASE 2
Definiciones y reglas de interpretación
2.1

Términos definidos

Para los efectos de las Bases del Mercado Eléctrico, además de las definiciones del artículo 3 de la
Ley de la Industria Eléctrica y del artículo 2 de su Reglamento, se entenderá por:
2.1.1
Abasto Aislado: La generación o importación de energía eléctrica para la satisfacción de
necesidades propias o para la exportación, sin transmitir dicha energía por la Red Nacional de
Transmisión o por las Redes Generales de Distribución. El uso de energía generada en una Central
Eléctrica para suministrar los usos propios de la misma Central Eléctrica no se considera Abasto
Aislado.
2.1.2
Administrador de Gas Natural: El CENAGAS, los demás gestores de sistemas integrados
de transporte de gas natural y otras empresas transportistas y distribuidoras de gas natural.
2.1.3
Asignación de Unidades de Central Eléctrica en el Mercado del Día en Adelanto: El proceso
de asignación y despacho de Unidades de Central Eléctrica mediante el cual el CENACE determina,
con base en las ofertas de compra y venta recibidas, los arranques y paros de Unidades de Central
Eléctrica. Representa uno de los resultados del Mercado del Día en Adelanto, el cual también
determina los niveles de generación, niveles de servicios conexos, Precios Marginales Locales de
energía, y precios de los Servicios Conexos, y cuya función objetivo es la maximización del

excedente económico con base en las ofertas que sean presentadas en el Mercado del Día en
Adelanto.
2.1.4
Asignación de Unidades de Central Eléctrica para Confiabilidad en el Día en Adelanto: El
proceso de asignación y despacho de Unidades de Central Eléctrica en la SEGUNDA ETAPA del
mercado mediante el cual el CENACE determina, con base en las ofertas de venta recibidas y los
pronósticos de demanda y excluyendo las ofertas virtuales, los arranques, paros de Unidades de
Central Eléctrica que corresponden a la asignación mínima de Unidades de Central Eléctrica. La
función objetivo es igual a la del Mercado del Día en Adelanto y se lleva a cabo antes de esta última.
2.1.5
Asignación Suplementaria de Unidades de Central Eléctrica para Confiabilidad: El proceso
de asignación y despacho de Unidades de Central Eléctrica mediante el cual el CENACE determina,
con base en información actualizada sobre la disponibilidad de Unidades de Central Eléctrica,
pronósticos de demanda y cambios en la topología de la Red de Transmisión Nacional y de los
elementos de las Redes Generales de Distribución que correspondan al Mercado Eléctrico
Mayorista, u otros cambios en las condiciones del sistema, los arranques adicionales requeridas para
asegurar la Confiabilidad. La función objetivo es la minimización de los costos de las unidades
adicionales asignadas y se lleva a cabo después del Mercado del Día en Adelanto.
2.1.6
Asignación de Unidades de Central Eléctrica en Tiempo Real: El proceso de asignación y
despacho de Unidades de Central Eléctrica que tiene como función principal incrementar la
granularidad de la asignación de Unidades de Central Eléctrica para la operación en el tiempo real,
partiendo de la asignación previamente calculada, de tal manera que la asignación de tiempo real
quede establecida con base en intervalos de despacho quince-minutales.
2.1.7
Autoridad de Vigilancia del Mercado: La autoridad responsable de vigilar a los Participantes
del Mercado, la operación del Mercado Eléctrico Mayorista y las determinaciones del CENACE a fin
de asegurar el funcionamiento eficiente del Mercado Eléctrico Mayorista y el cumplimiento de las
Reglas del Mercado, así como de vigilar el cumplimiento de las obligaciones establecidas en el
artículo 104 de la Ley y en las Reglas del Mercado. Dicha facultad será ejercida por la CRE, a través
de su órgano de gobierno, una vez que concluya el primer año de operaciones del Mercado Eléctrico
Mayorista y, antes de ello, por la Secretaría, a través de la Unidad del Sistema Eléctrico Nacional y
Política Nuclear o de la unidad administrativa que la sustituya, con el apoyo técnico de la CRE.
2.1.8

Base: Cualquiera de las disposiciones de las presentes Bases del Mercado Eléctrico.

2.1.9
Capacidad Instalada: La cantidad de potencia que una Central Eléctrica o Recurso de
Demanda Controlable está diseñada para producir o dejar de consumir; también conocida como la
capacidad de placa. La Capacidad Instalada se verificará por la CRE.

2.1.10
Capacidad Entregada: La cantidad de potencia que una Unidad de Central Eléctrica o
Recurso de Demanda Controlable efectivamente puso a la disposición del Sistema Eléctrico Nacional
en las horas críticas de un año dado. Dicha cantidad se calculará por el CENACE después de cada
año en los términos de estas Bases del Mercado y los Manuales de Prácticas de Mercado
correspondientes.

2.1.11
Agregado.
2.1.12

Central Eléctrica Agregada: Central Eléctrica que se modela a través de un NodoP

CEL: Certificados de Energías Limpias, como se define en la Ley.

2.1.13
Código de Conducta: El Manual de Prácticas de Mercado en el que se establecen reglas,
procedimientos y otras disposiciones que deberán ser observadas por los Participantes del Mercado,
los Transportistas, los Distribuidores y el propio CENACE, para asegurar el funcionamiento eficiente
del Mercado Eléctrico Mayorista y el cumplimiento de las Reglas del Mercado.
2.1.14
Código de Red: Los criterios establecidos por la CRE que contienen los requerimientos
técnicos mínimos para el desarrollo eficiente de los procesos de planeación, control operativo del
Sistema Eléctrico Nacional, acceso y uso de la infraestructura eléctrica aplicables a todas las
condiciones operativas que se puedan presentar, en cumplimiento con los aspectos de eficiencia,
Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad.
2.1.15
Comités Consultivos de Análisis de las Reglas del Mercado: Los comités constituidos en
los términos del artículo 110 de la Ley, que tienen facultades para analizar las Reglas del Mercado,
con la participación de representantes de los Integrantes de la Industria Eléctrica.
2.1.16
Comité de Evaluación del CENACE y del Mercado: El comité constituido en los términos
del artículo 112 de la Ley para revisar el desempeño del CENACE y del Mercado Eléctrico Mayorista.
2.1.17
Componente de Congestión Marginal: La parte del Precio Marginal Local que representa el
costo marginal de congestionamiento en cada NodoP.
2.1.18
Componente de Energía Marginal: La parte del Precio Marginal Local que representa el
costo marginal de energía en el nodo de referencia del sistema interconectado correspondiente.
2.1.19
Componente de Pérdidas Marginales: La parte del Precio Marginal Local que representa el
costo marginal de pérdidas en cada NodoP.
2.1.20
Compras PM de Energía Física: Para un Participante del Mercado determinado, la
cantidad total (en MWh) de las posiciones netas de compra de energía en un sistema interconectado
determinado en un periodo determinado, donde las posiciones netas de energía del Participante del
Mercado se calculan por separado para cada NodoP como la suma de todas las posiciones del
Mercado de Energía de Corto Plazo en el NodoP y donde sólo los NodosP que tienen una posición
neta de compra se incluyen en el total.
2.1.21
Compras PM de Energía en el Mercado del Día en Adelanto: Para un Participante del
Mercado determinado, la cantidad total (en MWh) de las posiciones netas de compra de energía en
el Mercado del Día en Adelanto en un sistema interconectado determinado en un periodo
determinado, donde las posiciones de energía neta del Participante del Mercado se calculan por
separado por cada NodoP como la suma de todas las posiciones en el Mercado del Día en Adelanto
en el NodoP y donde sólo los NodosP que tienen una posición neta de compra se incluyen en el
total.
2.1.22
Compras PM de Energía en el Mercado de Tiempo Real: Para un Participante del Mercado
determinado, la cantidad total (en MWh) de las posiciones netas de compra de energía en el

Mercado de Tiempo Real en un sistema interconectado determinado en un periodo determinado,
donde las posiciones netas de energía del Participante del Mercado se calculan por separado por
cada NodoP como la suma de todas las posiciones en el Mercado de Tiempo Real en el NodoP y
donde sólo los NodoP que tienen una posición neta de compra se incluyen en el total. Para efectos
de lo anterior, en el caso de un Generador, cuando la energía vendida en el Mercado del Día en
Adelanto en un NodoP es mayor a la energía realmente entregada en ese nodo, el Generador
comprará energía en ese NodoP en el Mercado de Tiempo Real por una cantidad igual a la
diferencia: en el caso de una Entidad Responsable de Carga, cuando la energía retirada de un
NodoP es mayor que la energía comprada en el Mercado del Día en Adelanto en ese nodo, la
Entidad Responsable de Carga comprará energía en ese NodoP en el Mercado de Tiempo Real por
una cantidad igual a la diferencia.

2.1.23
Compras Totales de Energía en el Mercado del Día en Adelanto: La suma de todas las
Compras PM de Energía en el Mercado del Día en Adelanto en un sistema interconectado eléctrico
determinado durante un periodo determinado.
2.1.24
Compras Totales de Energía en el Mercado de Tiempo Real: La suma de todas las
Compras PM de Energía en el Mercado de Tiempo Real en un sistema interconectado eléctrico
determinado durante un periodo determinado.
2.1.25
Compras Totales de Energía Física: La suma de todas las Compras PM de Energía Física
en un sistema interconectado determinado en un periodo determinado.
2.1.26
Compuerta de Flujo: Conjunto de elementos de la red eléctrica, representado por la suma
algebraica de sus flujos de potencia para evaluar el comportamiento del Sistema Eléctrico Nacional.
2.1.27
Contingencia Múltiple: Falla o salida inesperada de dos o más Unidades de Central
Eléctrica o elementos de transmisión o distribución que, de acuerdo con los Criterios de Confiabilidad
aplicables, tenga una probabilidad de ocurrencia que sea relevante para la operación del Sistema
Eléctrico Nacional.
2.1.28
Contingencia Sencilla: Falla o salida inesperada de cualquier Unidad de Central Eléctrica,
línea de transmisión, transformador, compensador estático de VARs, enlace internacional en
corriente directa o alterna, carga o elementos de compensación en serie o paralelo que puede
afectar la Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional.
2.1.29
Contrato de Central Externa Legada: Contrato de compromiso de capacidad de generación
de energía eléctrica y compraventa de energía eléctrica asociada, o su equivalente, celebrado entre
la Comisión Federal de Electricidad y el propietario de una Central Externa Legada, definido en los
términos de la Ley, para la construcción y operación de dicha central en modalidad de producción
independiente de energía.
2.1.30
Contrato de Cobertura Eléctrica Vinculado a una Central Eléctrica: Contrato de Cobertura
Eléctrica mediante el cual las cantidades de la energía eléctrica o Productos Asociados a venderse
están vinculados a la disponibilidad o a la producción de una o más Unidades de Central Eléctrica.
Los Contratos de Central Externa Legada pertenecen a esta categoría.

2.1.31
Contrato de Cobertura Eléctrica Utilizado para Satisfacer las Obligaciones de un
Suministrador: Contrato de Cobertura Eléctrica que se utiliza para satisfacer las obligaciones
establecidas por la CRE en términos del artículo 52 de la Ley.
2.1.32
Control Automático de Generación: Sistema informático del CENACE que forma parte del
software de despacho y se utiliza para controlar la frecuencia de un sistema interconectado y los
intercambios de potencia neta con sus sistemas eléctricos vecinos, mediante el incremento o
disminución de potencia a través de señales de telecontrol entre el CENACE y las Unidades de
Central Eléctrica.
2.1.33
Costo de Operación en Vacío: El costo de operación por hora de una Unidad de Central
Eléctrica, a un nivel de producción de cero; el cual, sumado con los costos incrementales hasta un
nivel dado de producción, se considera el costo variable total por hora.
2.1.34
Costo Total de Corto Plazo: Precio calculado en los términos prevalecientes antes de la
entrada en vigor de la Ley.
2.1.35
Criterios de Confiabilidad: Los criterios de Confiabilidad que establezca la CRE a través del
Código de Red o de cualquier otro instrumento.
2.1.36
Criterios y Procedimientos de Operación: Las Disposiciones Operativas del Mercado que
establecen especificaciones, notas técnicas y criterios operativos requeridos para la implementación
de las Bases del Mercado Eléctrico, los Manuales de Prácticas de Mercado o las Guías Operativas,
en el diseño de software o en la operación diaria.
2.1.37
Despacho Económico con Restricciones de Seguridad: Sistema informático del CENACE,
o bien, el proceso realizado a través de él, para calcular en tiempo real los puntos base de
generación y los precios de la energía del Sistema Eléctrico Nacional, a fin de suministrar los
requerimientos de energía al mínimo costo de producción del Sistema Eléctrico Nacional, cumpliendo
con las restricciones operativas de la red eléctrica.

2.1.38
Derechos a Ingresos por Subastas: El derecho a cobrar el precio por la venta de Derechos
Financieros de Transmisión de determinadas características en las subastas periódicas de los
Derechos Financieros de Transmisión.
2.1.39
Derechos Financieros de Transmisión Legados o DFT Legados: Los Derechos Financieros
de Transmisión que adquieran o tengan derecho a adquirir, sin costo, los titulares de Contratos de
Interconexión Legados o convenios de transmisión que incluyan el servicio de transmisión a la fecha
de entrada en vigor de la Ley, o los Suministradores de Servicios Básicos, de conformidad con lo
previsto en el Décimo Cuarto Transitorio de la Ley.
2.1.40
Día de Operación: El periodo de tiempo diario comprendido entre las 00:00:00 horas hasta
las 23:59:59 horas, en el cual es desarrollado el Mercado de Energía de Corto Plazo.
2.1.41
Directamente Modelado: Central Eléctrica o Centro de Carga que se incluye
individualmente en el Modelo de la Red Física.

2.1.42
Disponibilidad de Entrega Física: La porción de la Capacidad Instalada de una Unidad de
Central Eléctrica o Recurso de Demanda Controlable que, tomando en cuenta la capacidad de
transmisión y distribución del Sistema Eléctrico Nacional, contribuye a la capacidad de un sistema
interconectado para suministrar demanda en las horas críticas de dicho sistema. Se determinará por
el CENACE de acuerdo con los Manuales de Prácticas de Mercado.
2.1.43
Disponibilidad de Producción Física: La porción de la Capacidad Instalada de una Unidad
de Central Eléctrica o Recurso de Demanda Controlable que, en promedio durante un periodo dado,
está disponible para producir energía durante las horas críticas de un sistema eléctrico. Se
determinará por el CENACE de acuerdo con los Manuales de Prácticas de Mercado.
2.1.44
EMS: Por sus siglas en inglés, Energy Management System (Sistema de Administración de
Energía). Software utilizado por el CENACE para realizar el control operativo del Sistema Eléctrico
Nacional.
2.1.45
Energía Eléctrica Acumulable: La energía eléctrica a que se refiere la Base 14.3.5 y que
será objeto de los contratos asignados a través de Subastas de Largo Plazo.
2.1.46
Monitor Independiente del Mercado: El grupo de expertos independientes que sea
contratado o el comité colegiado u otro ente que sea constituido por la Autoridad de Vigilancia del
Mercado para desempeñar funciones de vigilancia de los Participantes del Mercado, del Mercado
Eléctrico Mayorista y de las determinaciones del CENACE, con la finalidad de brindar asistencia y
apoyo en esa materia a la Unidad de Vigilancia del Mercado y, cuando así lo prevean los Manuales
de Prácticas de Mercado, a la Autoridad de Vigilancia del Mercado.
2.1.47
Entidad Responsable de Carga: Cualquier representante de Centros de Carga:
Suministradores de Servicios Básicos, Suministradores de Servicios Calificados, Suministradores de
Último Recurso, Usuarios Calificados Participantes del Mercado o Generadores de Intermediación.
2.1.48
Equipo: Dispositivo que realiza una función específica para la operación, utilizado como
una parte de o en conexión con una instalación eléctrica.
2.1.49
Esquema de Acción Remedial: Conjunto coordinado de controles que al presentarse
determinadas condiciones de emergencia en la operación del Sistema Eléctrico Nacional, realiza la
desconexión automática y prevista de ciertos elementos de la red eléctrica, incluyendo la
desconexión de Unidades de Central Eléctrica, interrupción de carga y cambio de topología, para
llevar al Sistema Eléctrico Nacional en forma controlada a un nuevo estado operativo donde
prevalezca su integridad, contribuyendo a optimizar la Red Nacional de Transmisión, reduciendo los
costos de producción y minimizando la afectación a Usuarios Finales.
2.1.50
Esquema de Protección de Sistema: Conjunto coordinado de controles diseminado en el
Sistema Eléctrico Nacional, diseñado como último recurso para estabilizar y mantener en lo posible
la integridad del Sistema Eléctrico Nacional ante un inminente colapso parcial o total. Ante problemas
de estabilidad de frecuencia o estabilidad de voltaje, su finalidad es controlar las Variables Eléctricas
(mediante interrupción automática de carga, desconexión automática de Unidades de Central
Eléctrica o desconexión de elementos de transmisión) para recuperarlas y mantenerlas dentro de
una banda operativa; inclusive considera segregar en forma controlada el Sistema Eléctrico Nacional
en un conjunto de islas para evitar el colapso, de acuerdo con la naturaleza y evolución del disturbio.

Su función se coordina con la operación de los Esquemas de Acción Remedial, los cuales aíslan uno
o varios elementos del Sistema Eléctrico Nacional cuando se tiene una condición de emergencia
focalizada en la red.

2.1.51
Etiquetas Electrónicas: Registro de una transacción física de energía o Servicios Conexos,
creado conforme a los estándares del North American Electric Reliability Corporation (NERC) o su
equivalente en el Mercado Eléctrico Mayorista. Las etiquetas electrónicas sólo se usarán para
identificar programas de importación o exportación.
2.1.52
Flujos Óptimos de Potencia: Software utilizado por el CENACE o bien, el proceso realizado
a través de él, para determinar el despacho óptimo de los recursos de generación y el cálculo de
precios nodales.
2.1.53
Fondo de Capital de Trabajo: Cuenta financiera, administrada por el CENACE, con la
finalidad de gestionar el capital de trabajo que se deriva del ciclo de facturación.
2.1.54
Garantía de Cumplimiento Básica: La garantía de cumplimiento que deberán presentar los
interesados en participar en el Mercado Eléctrico Mayorista en los términos del artículo 98 de la Ley,
la cual deberá cumplir con los requisitos de forma y monto que se establezcan en el Manual de
Prácticas de Mercado correspondiente.
2.1.55
Garantía de Suficiencia de Ingresos en el Mercado de Tiempo Real: En el mercado de
PRIMERA ETAPA, los pagos del CENACE a los Generadores que abarcan los causales
considerados en:
(a) la Garantía de Suficiencia de Ingresos por Asignación de Generación en el Mercado de Tiempo
Real;
(b) la porción de Garantía de Suficiencia de Ingresos por Despacho de Generación asociada con
costos de operación mayores al precio del mercado; y,
(c)

la Garantía de Suficiencia de Ingresos por Instrucción de Paro Anticipado.

2.1.56
Garantía de Suficiencia de Ingresos en el Mercado del Día en Adelanto: Los pagos del
CENACE a los Generadores que abarcan los causales considerados en la Garantía de Suficiencia
de Ingresos por Asignación de Generación en el Mercado del Día en Adelanto, aplicados tanto en el
mercado de PRIMERA ETAPA como en el mercado de SEGUNDA ETAPA.
2.1.57
Garantía de Suficiencia de Ingresos por Asignación de Generación: En el mercado de
SEGUNDA ETAPA, pagos del CENACE a los Generadores para garantizar la recuperación de
costos incurridos en la puesta en marcha y operación en vacío cuando las Unidades de Central
Eléctrica se obligan a operar por instrucciones del CENACE. Se calcula por separado en el Mercado
de Energía de Corto Plazo.
2.1.58
Garantía de Suficiencia de Ingresos por Despacho de Generación: En el mercado de
SEGUNDA ETAPA, pagos del CENACE a los Generadores para garantizar la recuperación de
costos de oportunidad o costos de operación mayores al precio de mercado cuando las Unidades de

Central Eléctrica se despachan fuera de mérito por instrucciones del CENACE. Se calcula solamente
en el Mercado de Tiempo Real.
2.1.59
Garantías de Suficiencia de Ingresos por Instrucción de Paro Anticipado: En el mercado de
SEGUNDA ETAPA, pagos del CENACE a los Generadores para garantizar la recuperación de
costos cuando el CENACE ordena la salida de una Unidad de Central Eléctrica que instruyó a
operar, sin que se haya completado el periodo de operación originalmente instruido.
2.1.60
Generador: Para efectos de las Reglas del Mercado, Participante del Mercado en
modalidad de Generador.
2.1.61
Generador de Intermediación: Participante del Mercado en modalidad de Generador, que
tiene por objeto llevar a cabo la representación en el Mercado Eléctrico Mayorista de las Unidades de
Central Eléctrica incluidos en los Contratos de Interconexión Legados, así como la de los Centros de
Carga correspondientes.
2.1.62
Generador Titular de Permiso: Para efectos de las Reglas del Mercado, titular de uno o
varios permisos para generar electricidad en Centrales Eléctricas, cuando no sea el Generador que
representa a dichas Centrales Eléctricas en el Mercado Eléctrico Mayorista.
2.1.63
Guías Operativas: Las Disposiciones Operativas del Mercado que establecen fórmulas y
procedimientos que, por su complejidad y especificidad, se contienen en documentos diferentes a los
Manuales de Prácticas de Mercado, según sea necesario.

2.1.64
Hora de Operación: Es el periodo de tiempo horario comprendido entre el minuto 00:00
hasta el minuto 59:59, en el cual se desarrolla el Mercado de Energía de Corto Plazo
correspondiente a una hora.
2.1.65
Indirectamente Modelado: Central Eléctrica o Centro de Carga que no se representa
explícitamente en el Modelo Comercial de Mercado pero que sí se representa en el Modelo
Comercial de Facturación.
2.1.66

Ley: La Ley de la Industria Eléctrica.

2.1.67
Límite Operativo: Capacidad máxima de transporte de potencia (MVA) o corriente
(Amperes) de las líneas de transmisión, transformadores y Compuertas de Flujo (en este último
expresado en MW) que resulta de los estudios de planeación de la operación del Sistema Eléctrico
Nacional determinados por el CENACE. Para las barras de las subestaciones eléctricas, se define
como los rangos de los voltajes de operación en una barra en los estados operativos normal y alerta,
determinados en los estudios de planeación de la operación de la red.
2.1.68
Límite Térmico: La capacidad máxima de transporte de potencia (MVA) o corriente
(Amperes) de las líneas y transformadores en estado estacionario. Los Transportistas y
Distribuidores deben determinar y reportar al CENACE la capacidad de las líneas y transformadores
bajo su responsabilidad, en los términos establecidos en los Criterios de Confiabilidad aplicables, y
sujeto a la verificación por la CRE.

2.1.69
Lineamientos para CEL: Los Lineamientos que establecen los criterios para el
otorgamiento de Certificados de Energías Limpias y los requisitos para su adquisición expedidos por
la Secretaría y publicados en el Diario Oficial de la Federación el 31 de octubre de 2014, o el
instrumento jurídico que lo sustituya.
2.1.70
Manuales de Prácticas de Mercado: Las Disposiciones Operativas del Mercado que
establecen los principios de cálculo, instrucciones, reglas, directrices, ejemplos y los procedimientos
a seguir para la administración, operación y planeación del Mercado Eléctrico Mayorista.
2.1.71
Maximización del Excedente Económico Total: Criterio para la optimización del Mercado
Eléctrico Mayorista, bajo el cual se maximiza el valor del producto suministrado menos el costo de
producción. Para estos efectos se asume que el valor del producto suministrado se determina por las
ofertas de compra, mientras el costo de producción se determina por las ofertas de venta. En el caso
particular de las ofertas de compra fijas para la compra de energía o Servicios Conexos, se aplicará
el valor de la demanda no suministrada que determine la Secretaría, o bien, el precio de escasez que
corresponde al Servicio Conexo.
2.1.72
Mercado de Certificados de Energías Limpias: Mercado en el que sus participantes podrán
presentar ofertas de compra o de venta de CEL.
2.1.73
Mercado de Energía de Corto Plazo: Colectivamente el Mercado del Día en Adelanto, el
Mercado de Tiempo Real y, una vez que sea implementado, el Mercado de Una Hora en Adelanto,
en los cuales se comprará y venderá energía y Servicios Conexos.
2.1.74
Mercado de Tiempo Real: Mercado cuyos participantes podrán presentar ofertas horarias
de venta de energía y Servicios Conexos, así como las ofertas horarias de compra de energía, las
cuales resultarán en instrucciones de despacho para la entrega o recepción física de energía y
Servicios Conexos en el mismo día de la realización del Mercado de Tiempo Real, así como los
precios a los cuales se liquidarán las diferencias entre las cantidades generadas y consumidas
durante la operación de tiempo real y las cantidades comprometidas en el Mercado del Día en
Adelanto. Las ofertas de compra de Servicios Conexos las establece el CENACE.
2.1.75
Mercado de Una Hora en Adelanto: Mercado que se implementará en la SEGUNDA
ETAPA, en el que sus participantes podrán presentar ofertas horarias de venta de energía y
Servicios Conexos, así como las ofertas horarias de compra de energía, las cuales resultarán en
compromisos financieramente vinculantes para la entrega o recepción de energía y Servicios
Conexos en la hora siguiente a la realización del Mercado de una Hora en Adelanto. Las ofertas de
compra de Servicios Conexos las establece el CENACE.
2.1.76
Mercado del Día en Adelanto: Mercado de antelación cuyos participantes podrán presentar
ofertas horarias de venta de energía y Servicios Conexos, así como las ofertas horarias de compra
de energía, las cuales resultarán en compromisos financieramente vinculantes para la entrega o
recepción de energía y Servicios Conexos en el día siguiente a la realización del Mercado del Día en
Adelanto. Las ofertas de compra de Servicios Conexos las establece el CENACE.

2.1.77
Mercado para el Balance de Potencia: Mercado cuyos participantes podrán comprar y
vender Potencia cada año para cubrir los desbalances que puedan existir respecto a Transacciones
Bilaterales de Potencia y los requisitos de Potencia que establezca la CRE para Entidades
Responsables de Carga.
2.1.78
Micro-Red: Grupo de cargas y recursos de generación distribuidos con demanda máxima
menor que 5 MW, con fronteras eléctricas claramente definidas que se comporta como una sola
entidad y que no puede conectarse a la Red Nacional de Transmisión o a las Redes Generales de
Distribución para permitir la operación interconectado a éstas.
2.1.79
Modelo Comercial de Facturación: El modelo utilizado para la asignación de los pagos
asociados a las inyecciones y retiros físicos de energía y otros Productos Asociados al Sistema
Eléctrico Nacional. Contiene información sobre precios calculados con base en el Modelo Comercial
de Mercado, complementándolo con información sobre las inyecciones y retiros por las Centrales
Eléctricas Indirectamente Modeladas y Centros de Carga Indirectamente Modelados.
2.1.80
Modelo Comercial de Mercado: El modelo utilizado para operar el Mercado de Energía de
Corto Plazo. El Modelo Comercial de Mercado se basa en el Modelo de la Red Física, con ajustes
para los recursos cuya operación en el mercado se modela de una forma diferente a sus
características físicas de interconexión o conexión.
2.1.81
Modelo de la Red Física: Modelo detallado de tipo nodo/interruptor usado en el EMS para
el control operativo del Sistema Eléctrico Nacional.
2.1.82
Monto Garantizado de Pago: El valor total de las garantías otorgadas al CENACE para
respaldar el cumplimiento de las obligaciones que asuma cada Participante del Mercado respecto a
su participación y a las transacciones que realice en el Mercado Eléctrico Mayorista, incluyendo la
Garantía de Cumplimiento Básica.
2.1.83

MVA: Megavoltio Ampere.

2.1.84

MW: Megawatt.

2.1.85

MWh: Megawatt hora.

2.1.86
NodoC: Nodo de conectividad a la red. El conjunto de NodosC interconectados por ramas
de la red constituye el Modelo de la Red Física.
2.1.87
NodoF: Nodo de facturación. El NodoF representa el punto físico de interconexión de cada
Unidad de Central Eléctrica y Centro de Carga al Sistema Eléctrico Nacional.
2.1.88
NodoP: Nodo de Precios. Un NodoP corresponde a un NodoC individual o un conjunto de
NodosC donde se modela la inyección o retiro físicos y para el cual un Precio Marginal Local se
determina para las liquidaciones financieras en el Mercado Eléctrico Mayorista.
2.1.89
NodoP Agregado: Vector de factores de ponderación (que suman 1), que puede ser
multiplicado por una cantidad, con el propósito de representar la distribución media ponderada de
inyecciones o retiros entre diferentes NodosP Elementales a partir de una instalación directamente

modelada en el Modelo de la Red Física (por ejemplo, para representar la mezcla de las inyecciones
de diferentes unidades de una central de ciclo combinado).
2.1.90
NodoP Distribuido: Vector de factores de ponderación (que suman 1), que puede ser
multiplicado por una cantidad con el propósito de representar la distribución media ponderada de
inyecciones o retiros entre diferentes NodosP Elementales a partir de instalaciones Indirectamente
Modeladas (por ejemplo, para representar la mezcla de puntos de retiro utilizados por los Centros de
Carga Indirectamente Modelados en una zona).
2.1.91
NodoP Elemental: NodoP que corresponde a un bus de red específico en el Modelo
Comercial de Mercado.
2.1.92
Operación: Conjunto coordinado de decisiones, instrucciones y acciones de control cuyo
objetivo es proporcionar a los usuarios un suministro de energía eléctrica de Calidad, manteniendo la
seguridad, Confiabilidad y Continuidad, maximizando el excedente económico total. También se
define como la aplicación del conjunto de técnicas y procedimientos destinados al uso y
funcionamiento adecuado de los elementos del sistema eléctrico.
2.1.93
Pequeño Sistema Eléctrico en Régimen de Micro-Red: Pequeño sistema eléctrico en los
términos del artículo 65 de la Ley, que no rebasa una capacidad máxima de 5 MW.

2.1.94
Pequeño Sistema Eléctrico en Régimen de Operación Simplificada: Pequeño sistema
eléctrico en los términos del artículo 65 de la Ley, que rebasa una capacidad máxima de 5 MW.
2.1.95
Posición Corta: Compromiso mediante el cual un Participante del Mercado debe entregar
energía eléctrica u otro producto, o bien, pagar un monto basado en el precio del mismo en una
fecha u hora futura determinada.
2.1.96
Posición Larga: Compromiso mediante el cual un Participante del Mercado debe recibir
energía eléctrica u otro producto, o bien, recibir un monto basado en el precio del mismo en una
fecha u hora futura determinada.
2.1.97
Potencia: El compromiso para mantener Capacidad Instalada de generación y ofrecerla al
Mercado de Energía de Corto Plazo durante un periodo dado, la cual se ofrece por los Generadores
y se adquiere por las Entidades Responsables de Carga a fin de cumplir sus obligaciones
correspondientes. Se distingue de "potencia", la cual se refiere a la tasa de producción de energía en
un momento dado.
2.1.98
Precio de Cierre de Potencia: El precio de Potencia que resulta del cruce de la curva de
oferta de Potencia y la curva de demanda de Potencia.
2.1.99
Precio de Cuentas Incobrables: La cantidad incobrable pendiente actual, dividida entre las
Compras Totales de Energía Física en todos los sistemas eléctricos en el año anterior.
2.1.100
Precio Marginal Local: Precio marginal de energía eléctrica en un NodoP en el Modelo
Comercial de Mercado, calculado por el CENACE para el Mercado de Energía de Corto Plazo.

2.1.101 Precio Neto de Potencia: El precio de Potencia a liquidarse como resultado del Mercado
para el Balance de Potencia, para el cual se resta al Precio de Cierre de Potencia, la renta estimada
que corresponde a la tecnología de generación de referencia por su operación en el Mercado del Día
en Adelanto.
2.1.102 Precio de Reembolso por Penalizaciones: El monto total de las penalizaciones aplicadas
en el Mercado del Día en Adelanto, dividido entre el Total de Compras de Energía en el Mercado del
Día en Adelanto o el monto total de las penalizaciones aplicadas en el Mercado de Tiempo Real,
dividido entre el Total de Compras de Energía Física, calculado por separado para el Mercado del
Día en Adelanto y el Mercado de Tiempo Real en cada sistema interconectado.
2.1.103 Precio del Reembolso por Sobrecobro por Congestión: El Sobrecobro Neto por Congestión
del Mercado del Día en Adelanto dividido entre el Total de Compras de Energía en el Mercado del
Día en Adelanto o el Sobrecobro Neto por Congestión del Mercado de Tiempo Real dividido entre el
Total de Compras de Energía Física, calculado por separado para el Mercado del Día en Adelanto y
el Mercado de Tiempo Real en cada sistema interconectado.
2.1.104
Precio del Reembolso por Sobrecobro de Pérdidas Marginales: El Sobrecobro por
Pérdidas Marginales en el Mercado del Día en Adelanto o el Sobrecobro por Pérdidas Marginales en
el Mercado de Tiempo Real dividido entre el Total de Compras de Energía en el Mercado del Día en
Adelanto o el Total de Compras de energía Física para un periodo determinado. Calculado por
separado para el Mercado del Día en Adelanto y el Mercado de Tiempo Real en cada sistema
interconectado.
2.1.105 Pruebas de Generación: Corresponde a la generación de una Unidad de Central Eléctrica
asociada a un programa de pruebas de puesta en servicio, pruebas por mantenimiento y pruebas de
desempeño por solicitud del Generador.
2.1.106
Punto Base de Generación: El valor óptimo al que debe operar una Unidad de Central
Eléctrica en un intervalo dado, calculado en el Despacho Económico con Restricciones de
Seguridad.
2.1.107 Punto de Entrega: NodoP donde la energía eléctrica o Servicios Conexos se inyectan al
Sistema Eléctrico Nacional para la importación, o el concepto homólogo que se utilice en el sistema
de etiquetas electrónicas y equivalentes.
2.1.108 Punto de Recepción: NodoP donde la energía eléctrica o Servicios Conexos se retiran del
Sistema Eléctrico Nacional como resultado de su exportación, o el concepto homólogo que se utilice
en el sistema de etiquetas electrónicas y equivalentes.
2.1.109

Recurso: Unidad de Central Eléctrica o Recurso de Demanda Controlable.

2.1.110
Recurso de Demanda Controlable: Centro de Carga que puede proporcionar Demanda
Controlable.

2.1.111
Recurso de Demanda Controlable Agregado: Recurso de Demanda Controlable que se
modela a través de un NodoP Agregado.

2.1.112 Recurso de Demanda Controlable Garantizada: Recurso de Demanda Controlable que se
asume la obligación de ofrecer energía o Servicios Conexos al Mercado Eléctrico Mayorista a fin de
acreditar la Disponibilidad de Producción Física en horas cuando no haya sido despachado.
2.1.113 Recursos de Soporte del Sistema: Centrales Eléctricas y Unidades de Central Eléctrica con
capacidad para funcionar como condensador síncrono que se operan para mantener la Confiabilidad
del Sistema Eléctrico Nacional bajo el control operativo del CENACE.
2.1.114
Región: Porción del Sistema Eléctrico Nacional delimitado por características eléctricas
especiales de enlaces, interconexiones con otros sistemas, Compuertas de Flujo, generación y
demanda, la cual será definida con base en la planeación de la Operación del Sistema Eléctrico
Nacional y utilizando la metodología que prevea el Manual de Prácticas de Mercado correspondiente.
2.1.115
Registro de Instrucciones de Despacho (RID): Aplicación que tendrá como principales
funciones:
(a) Registrar en forma estandarizada las instrucciones de despacho de generación y asignación de
reservas emitidas por los modelos matemáticos de asignación de unidades y despacho de
generación del MDA y MTR y las instrucciones de despacho que emite manualmente el operador del
sistema.
(b)
Comunicar las instrucciones de despacho de generación y asignación de reservas a los
representantes de las Centrales Eléctricas por medio de una interfaz gráfica.
(c)
Registrar las notificaciones de cambios en los límites de despacho o disponibilidad de las
Unidades de Central Eléctrica que realicen sus representantes.
2.1.116 Reserva de Regulación Secundaria: Capacidad en MW disponible en Centrales Eléctricas
o Recursos de Demanda Controlable para incrementar o disminuir su generación o consumo a partir
de una condición inicial, que cuenten con la infraestructura para operar en modo de regulación
secundaria y estén funcionando dentro del Control Automático de Generación.
2.1.117 Reserva No Rodante: Capacidad en MW de Centrales Eléctricas o Recursos de Demanda
Controlable desconectados de la red eléctrica, que puedan sincronizar y entregar su potencia
disponible dentro de un lapso establecido.
2.1.118
Reserva Operativa: Capacidad en MW de Centrales Eléctricas o Recursos de Demanda
Controlable para incrementar su generación o consumo dentro de un lapso establecido, que combina
Reserva Rodante y Reserva No Rodante.
2.1.119
Reserva Reactiva: Capacidad en MVAr disponible en equipos eléctricos para inyectar
potencia reactiva a la red eléctrica o absorber potencia reactiva de ésta, con base en la condición
operativa del Generador y su curva de capabilidad. Incluye la capacidad de Centrales Eléctricas que
estén operando como condensadores síncronos, así como los compensadores estáticos de
Reactivos.
2.1.120
Reserva Rodante: Capacidad en MW de Centrales Eléctricas o Recursos de Demanda
Controlable sincronizados a la red eléctrica para incrementar su generación o reducir su consumo
dentro de un lapso establecido.

2.1.121 Reserva Suplementaria: Capacidad en MW de equipos eléctricos o Recursos de Demanda
Controlable para incrementar su generación o reducir su consumo dentro de un lapso establecido,
que será mayor al lapso requerido para la Reserva Operativa.
2.1.122
Responsabilidad Estimada Agregada: La suma de los pasivos conocidos y los pasivos
potenciales y estimados de un Participante del Mercado en los términos del Manual de Prácticas de
Mercado correspondiente.
2.1.123 SCADA: Sistema informático compuesto por una o más estaciones maestras, ubicadas en
un centro de control, conectadas por un sistema de comunicaciones a un número de unidades
terminales remotas, ubicadas en diferentes instalaciones, que permite controlar y supervisar el
sistema eléctrico, facilitando retroalimentación en tiempo real sobre mediciones y el estado de los
equipos en campo, y permitiendo control sobre los mismos.

2.1.124
Servicios de Programación Flexible: Contratos para la compra-venta de gas natural que
proporcionen flexibilidad al comprador respecto del tiempo de entrega.
2.1.125
Sistema Interconectado Baja California: Sistema interconectado que abastece las
comunidades de los municipios de Ensenada, Tijuana, Tecate, Mexicali en el Estado de Baja
California y San Luis Río Colorado en el Estado de Sonora, interconectado con el WECC y aislado
del Sistema Interconectado Nacional, del Sistema Interconectado Baja California Sur y del Sistema
Interconectado Mulegé.
2.1.126
Sistema de Información del Mercado: El sistema cuya creación y mantenimiento
corresponden al CENACE para registrar, recibir y publicar información relacionada con el Mercado
Eléctrico Mayorista con el objeto de garantizar acceso a la misma a los Integrantes de la Industria
Eléctrica y a las demás personas interesadas en participar o que participen en el Mercado Eléctrico
Mayorista.
2.1.127
Sistema Interconectado Baja California Sur: Sistema interconectado que abarca desde
Loreto hasta Los Cabos y que se encuentra aislado del Sistema Interconectado Nacional, del
Sistema Interconectado Baja California y del Sistema Interconectado Mulegé.
2.1.128
Sistema Interconectado Mulegé: Sistema interconectado que abastece las comunidades
del municipio de Mulegé al norte de Baja California Sur, así como, la localidad de Bahía de los
Ángeles, Baja California, y que se encuentra aislado del Sistema Interconectado Nacional, del
Sistema Interconectado Baja California y del Sistema Interconectado Baja California Sur.
2.1.129 Sistema Interconectado Nacional: Sistema interconectado principal del país, que abastece
desde Puerto Peñasco hasta Cozumel.
2.1.130
Sobrecobro Bruto por Congestión: Los Componentes de Congestión Marginal de los
Precios Marginales Locales, multiplicados por la cantidad de energía comprada por los Participantes
de Mercado en cada NodoP, menos los Componentes de Congestión Marginal de los Precios
Marginales Locales, multiplicados por la cantidad de energía vendida por los Participantes del
Mercado en cada NodoP, y que es calculado por separado para el Mercado del Día en Adelanto y el
Mercado de Tiempo Real en cada sistema interconectado.

2.1.131 Sobrecobro Neto por Congestión: El Sobrecobro Bruto por Congestión en el Mercado del
Día en Adelanto menos los pagos netos del CENACE por la liquidación de los Derechos Financieros
de Transmisión, o bien, el Sobrecobro Bruto por Congestión en el Mercado de Tiempo Real sin
ajuste adicional, y que es calculado por separado para el Mercado del Día en Adelanto y Mercado de
Tiempo Real en cada sistema interconectado. Esta diferencia puede ser negativa.
2.1.132
Sobrecobro por Pérdidas Marginales: Los Componentes de Pérdidas Marginales y
Componentes de Energía Marginal de los Precios Marginales Locales multiplicados por la cantidad
de energía comprada por los Participantes de Mercado en cada NodoP, menos los Componentes de
Pérdidas Marginales y Componentes de Energía Marginal de los Precios Marginales Locales
multiplicados por la cantidad de energía vendida por los Participantes de Mercado en cada NodoP, y
que es calculado por separado para el Mercado del Día en Adelanto y el Mercado de Tiempo Real en
cada sistema interconectado.
2.1.133
Subastas de Derechos Financieros de Transmisión: Subastas en las cuales los
Participantes del Mercado pueden adquirir Derechos Financieros de Transmisión en los términos
previstos en la Base 13.3.
2.1.134
Subastas de Largo Plazo: Subastas en las cuales los Suministradores de Servicios
Básicos y otras Entidades Responsables de Carga pueden celebrar contratos de cobertura con
Generadores para Potencia, Energía Eléctrica Acumulable y Certificados de Energías Limpias con
vigencia de 15 y 20 años.
2.1.135
Subastas de Mediano Plazo: Subastas en las cuales los Suministradores de Servicios
Básicos y otras Entidades Responsables de Carga pueden celebrar contratos de cobertura con
Generadores y Comercializadores para energía eléctrica y Potencia con vigencia de 3 años.

2.1.136 Subastas de Mediano y Largo Plazo: Colectivamente, las Subastas de Mediano Plazo y las
Subastas de Largo Plazo.
2.1.137
Transacción Bilateral de Potencia: Acuerdo entre Participantes de Mercado con el que
transfieren la titularidad y obligaciones asociadas con una cantidad determinada de Potencia en una
zona de Potencia determinada del Sistema Eléctrico Nacional, y que se informa al CENACE para
efectos del Mercado para el Balance de Potencia.
2.1.138
Transacción Bilateral Financiera: Acuerdo entre Participantes de Mercado con el que
transfieren la responsabilidad financiera de una cantidad determinada de energía o Servicios
Conexos en un NodoP o zona de Reservas determinado del Sistema Eléctrico Nacional, y que se
informa al CENACE para efectos de liquidación y pago, sin que la transacción requiera la inyección o
retiro físicos de energía o Servicios Conexos.
2.1.139 Transacciones de Importación y Exportación: Ofertas aceptadas en el Mercado de Energía
de Corto Plazo para la venta (importación) o compra (para exportación) de energía y/o Servicios
Conexos al o del Mercado Eléctrico Mayorista, y cuyo origen (importación) o destino (exportación) es
un sistema eléctrico vecino e interconectado al Sistema Eléctrico Nacional.

2.1.140
Unidad de Central Eléctrica: Elementos de una Central Eléctrica que pueden ser
despachados de manera independiente a otros elementos de la misma.
2.1.141 Unidades de Propiedad Conjunta: Unidad de Central Eléctrica que cuenta con diferentes
representantes en el Mercado Eléctrico Mayorista para diferentes partes de su capacidad total.
2.1.142 Unidad de Vigilancia del Mercado: La unidad administrativa de la Autoridad de Vigilancia
del Mercado que brindará apoyo a ésta en materia de vigilancia de los Participantes del Mercado, del
Mercado Eléctrico Mayorista y de las determinaciones del CENACE, función que será ejercida por la
Coordinación General de Mercados Eléctricos de la CRE una vez que concluya el primer año de
operaciones del Mercado Eléctrico Mayorista y, antes de ello, por la Dirección General de Análisis y
Vigilancia del Mercado Eléctrico de la Secretaría, o las unidades administrativas que las sustituyan.
2.1.143
Usuario Calificado Participante del Mercado: Usuario Calificado que representa a sus
propios Centros de Carga en el Mercado Eléctrico Mayorista.
2.1.144
Variables Eléctricas: Se les denomina de esta manera a: voltajes, ángulos, corrientes,
potencia (activa y reactiva) y frecuencia.
2.1.145
Vector de Distribución de Carga: Utilizado para definir un NodoP Agregado o NodoP
Distribuido que representa retiros para suministrar los Centros de Carga en una zona determinada.
2.1.146 Vector de Distribución de Generación: Utilizado para definir un NodoP Agregado o NodoP
Distribuido que representa las inyecciones de una Central Eléctrica.
2.2

Reglas de interpretación

2.2.1
En caso de que exista alguna contradicción o inconsistencia entre lo previsto en las Bases
del Mercado Eléctrico y lo previsto en las Disposiciones Operativas del Mercado, prevalecerá lo
establecido en las Bases del Mercado Eléctrico.
2.2.2
Salvo que expresamente se indique otra cosa, las referencias a Bases, incisos, subincisos,
apartados y sub-apartados, deberán entenderse realizadas a las Bases, incisos, subincisos,
apartados o sub-apartados correspondientes de las Bases del Mercado Eléctrico.
2.2.3
Los términos definidos en el artículo 3 de la Ley o 2 de su Reglamento, o en la Base 2.1,
podrán utilizarse en plural o singular sin alterar su significado siempre y cuando el contexto así lo
permita.
2.2.4
La interpretación de las Bases para efectos administrativos corresponderá a la Autoridad de
Vigilancia y a la Unidad de Vigilancia en el ámbito de sus atribuciones.

BASE 3
Registro y acreditación de Participantes del Mercado
3.1

Disposiciones generales

3.1.1
Con la suscripción del contrato de Participante del Mercado, los Participantes del Mercado
acordarán sujetarse a las Reglas del Mercado.
3.1.2
Los Participantes del Mercado acuerdan pagar al CENACE y recibir los pagos del CENACE
por los conceptos y cantidades que se determinen y calculen en los términos establecidos en las
Reglas del Mercado.
3.1.3
Con la suscripción del contrato, los Participantes del Mercado se sujetarán a las
condiciones de restricción, suspensión o cancelación de los derechos derivados del contrato de
Participante del Mercado en caso de mora, incumplimiento de pago, disminución de sus garantías o
falta de presentación de éstas.
3.2

Procedimiento de registro de los Participantes del Mercado

3.2.1
Los candidatos a Participantes del Mercado deberán presentar una solicitud de registro
ante el CENACE en el módulo de registro del portal del Sistema de Información del Mercado. Para
acceder a dicho módulo, el candidato deberá completar exitosamente una fase de pre-registro, de
acuerdo con el procedimiento establecido en el Manual de Prácticas de Mercado correspondiente,
que incluirá al menos:
(a) la creación de la cuenta de usuario en el Sistema de Información del Mercado; y,
(b) el pago de la cuota de registro.
3.2.2
Todos los candidatos a Participantes del Mercado que pretendan realizar operaciones en el
Mercado Eléctrico Mayorista, en cualquiera de las modalidades señaladas en la Base 3.2.3 estarán
sujetos a celebrar con el CENACE un contrato de Participante del Mercado en el que se especificará
su identidad legal, sus derechos para comprar y vender energía, Potencia, Servicios Conexos,
Derechos Financieros de Transmisión y Certificados de Energías Limpias en el Mercado Eléctrico
Mayorista, así como la obligación de cumplir con las Reglas del Mercado.
3.2.3
En los contratos se considerarán las siguientes modalidades de participación en el Mercado
Eléctrico Mayorista:
(a) Generador: representa una o más Centrales Eléctricas en el Mercado Eléctrico Mayorista, y en
el caso del Generador de Intermediación, representa en ese mercado a las Centrales Eléctricas y a
los Centros de Carga incluidos en los Contratos de Interconexión Legados.
(b)
Usuario Calificado Participante del Mercado: representa Centros de Carga en el Mercado
Eléctrico Mayorista para consumo propio o para el consumo dentro de sus instalaciones.
(c) Suministrador de Servicios Básicos: representa en el Mercado Eléctrico Mayorista a los Centros
de Carga correspondientes a los Usuarios del Suministro Básico.
(d) Suministrador de Servicios Calificados: representa en el Mercado Eléctrico Mayorista a los
Centros de Carga correspondientes a los Usuarios Calificados que no participan directamente en el
Mercado Eléctrico Mayorista.

(e) Suministrador de Último Recurso: representa a Usuarios Calificados por tiempo limitado, con la
finalidad de mantener la continuidad del servicio cuando un Suministrador de Servicios Calificados
deje de prestar el Suministro Eléctrico.
(f) Comercializador no Suministrador: realiza transacciones en el Mercado Eléctrico Mayorista sin
representar activos físicos.
3.2.4
Cada contrato de Participante del Mercado deberá especificar una sola modalidad de
participación en el Mercado Eléctrico Mayorista.
3.2.5
Cada Participante del Mercado podrá establecer múltiples cuentas de orden para su
registro con el CENACE.
3.2.6
Cada cuenta de orden recibirá estados de cuenta y facturas independientes, como si se
tratara de Participantes del Mercado independientes.

3.2.7
Las cuentas de orden de un Participante del Mercado compartirán la Responsabilidad
Estimada Agregada y las garantías como un solo Participante del Mercado.
3.2.8
Cada Participante del Mercado deberá registrar todas sus cuentas de orden bajo la misma
modalidad de participación en el mercado.
3.2.9
El Generador de Intermediación deberá registrar cuentas de orden separadas para
gestionar las transacciones asociadas con cada Contrato de Interconexión Legado. Dichas cuentas
de orden no deberán utilizarse para otras transacciones.
3.2.10
Los Distribuidores y Transportistas no son considerados Participantes del Mercado y su
relación con el CENACE se sujetará a lo previsto en la legislación aplicable, el Código de Red y, en
su caso, en los convenios que celebren para establecer derechos y obligaciones de cada parte.
3.2.11
Los candidatos a Participantes del Mercado deberán cumplir con los requisitos
establecidos en el Manual de Prácticas de Mercado correspondiente para ser elegibles a la firma de
un contrato de Participante del Mercado, incluyendo al menos los siguientes:
(a) capacidad y representación legal; y,
(b) requisitos mínimos de capital.
3.2.12
Una vez suscrito el Contrato de Participante del Mercado, el Participante del Mercado
deberá otorgar la garantía de cumplimiento mínima de conformidad con lo previsto en el Manual de
Prácticas de Mercado correspondiente y el propio contrato, sin la cual no podrá participar en el
Mercado Eléctrico Mayorista. Su participación en el Mercado Eléctrico Mayorista estará condicionada
a que las obligaciones que asuma estén debidamente garantizadas en los términos que establezca
el manual antes referido.
3.2.13
Sin perjuicio de lo anterior, los Participantes del Mercado podrán participar en las pruebas
que se realicen en el Mercado Eléctrico Mayorista antes del inicio formal de operaciones de dicho

mercado aun sin haber otorgado las garantías correspondientes. Una vez que el Mercado Eléctrico
Mayorista haya iniciado operaciones lo previsto en la Base 3.2.12 no admitirá esta excepción.
3.2.14
Los propietarios de Unidades de Central Eléctrica que no requieran y no obtengan
permiso, así como los Usuarios Calificados que no cumplan con los requisitos para ser Participante
del Mercado, únicamente podrán comprar y vender energía y productos asociados a través de un
Suministrador. Cuando los propietarios de Unidades de Central Eléctrica que requieren permiso no
cumplan con los requisitos para ser Participante del Mercado, únicamente podrán comprar y vender
energía y productos asociados a través de un Generador que cumpla dichos requisitos.
3.2.15

Precisiones acerca de otras entidades involucradas en el mercado:

(a) Los titulares de Contratos de Interconexión Legados no requerirán de la suscripción de un
contrato de Participante del Mercado y realizarán sus operaciones bajo los términos de los Contratos
de Interconexión Legados, respecto de la capacidad de las Unidades de Central Eléctrica y respecto
de los Centros de Carga que hayan permanecido bajo dichos contratos. El CENACE mantendrá un
registro de todos los permisionarios que cuenten con este tipo de contratos.
(b) Las entidades que programen importaciones o exportaciones de energía para Abasto Aislado a
través de una red privada que no esté interconectada al Sistema Eléctrico Nacional, no requieren de
la suscripción de un contrato de Participante del Mercado. En el caso de que la red privada esté
interconectada al Sistema Eléctrico Nacional, requerirán de la suscripción de un contrato de
Participante del Mercado en la modalidad que corresponda, en los términos de la Base 3.3.26. Los
representantes de las Unidades de Central Eléctrica o Centros de Carga de Abasto Aislado son
responsables de sus transacciones comerciales con el sistema extranjero, sin la participación del
CENACE.
(c)
Las redes utilizadas para suministrar energía eléctrica al público en general forman parte del
Sistema Eléctrico Nacional. Cuando dichas redes se alimenten principalmente desde un sistema en
el extranjero, se considerarán Pequeños Sistemas en Régimen de Operación Simplificada, en los
términos definidos en las Reglas del Mercado relativas a los Pequeños Sistemas. Las Entidades
Responsables de Carga que representan Unidades de Central Eléctrica o Centros de Carga en estas
redes son responsables de sus transacciones comerciales con el sistema extranjero; el CENACE
autorizará las etiquetas electrónicas correspondientes y gestionará el pago de energía inadvertida
sobre las interconexiones correspondientes.

(d) Las personas que realicen importaciones de Unidades de Central Eléctrica ubicadas en el
extranjero conectadas exclusivamente al Sistema Eléctrico Nacional requieren la suscripción de un
contrato de Participante del Mercado en la modalidad de Generador a fin de representar dichas
Unidades de Central Eléctrica en el Mercado Eléctrico Mayorista.
(e) Las personas que realicen exportaciones de energía a los Centros de Carga ubicados en el
extranjero conectadas exclusivamente al Sistema Eléctrico Nacional requieren de la suscripción de
un contrato de Participante del Mercado, pudiendo ser en cualquier modalidad.

(f)
Las personas que programen importaciones o exportaciones de energía entre el Sistema
Eléctrico Nacional y otros sistemas eléctricos conectados al Sistema Eléctrico Nacional requieren de
la suscripción de un contrato de Participante del Mercado, pudiendo ser en cualquier modalidad.
3.2.16
El CENACE implementará y mantendrá un módulo específico en el Sistema de Información
del Mercado que permitirá a los interesados:
(a) llevar a cabo su registro como Participante del Mercado; y,
(b) registrar las adiciones y retiros de activos físicos de los Participantes del Mercado (Unidades de
Central Eléctrica y Centros de Carga) sin requerir formatos en papel.
3.3

Procedimiento de Acreditación de los Participantes del Mercado

3.3.1
Una vez suscrito el contrato de Participante del Mercado, el Participante del Mercado
deberá cumplir con un proceso de acreditación ante el CENACE para poder realizar operaciones en
el Mercado Eléctrico Mayorista, en los términos establecidos en el Manual de Prácticas de Mercado
correspondiente.
3.3.2
El proceso de acreditación de Participantes de Mercado ante el CENACE comprenderá,
entre otros aspectos, el registro de activos físicos, pruebas de interface con el CENACE, la
capacitación y entrenamiento del personal que lo requiera, acceso a una red de comunicación
electrónica, pruebas de transferencia electrónica y contrato de interconexión y conexión.
3.3.3
Los Participantes del Mercado que representen activos físicos en el Mercado Eléctrico
Mayorista deben registrarlos en los términos específicos señalados en el Manual de Prácticas de
Mercado correspondiente.
(a) Para el registro de Unidades de Central Eléctrica, el Generador o Suministrador debe acreditar
la propiedad sobre cada Unidad de Central Eléctrica o la autorización del propietario de cada Unidad
de Central Eléctrica para actuar como su representante en el Mercado Eléctrico Mayorista. En el
caso de la capacidad de las Unidades de Central Eléctrica incluida en los Contratos de Central
Externa Legada, su representación por la unidad de CFE que la Secretaría designe no requerirá
dicha autorización. En el caso de la capacidad de las Unidades de Central Eléctrica incluidas en los
Contratos de Interconexión Legados, su representación por el Generador de Intermediación tampoco
requiere tal autorización.
(b)
Cuando una Unidad de Central Eléctrica sea registrada por un Generador diferente a su
propietario, el propietario debe firmar un acuerdo con el CENACE en el que acepta la
responsabilidad de todas las obligaciones que el Generador no cumpla en relación con las Unidades
de la Central Eléctrica que representa. En el caso de las Unidades de Central Eléctrica incluida en
los Contratos de Central Externa Legada y la capacidad de las Unidades de Central Eléctrica
incluidas en los Contratos de Interconexión Legados, no aplica este requerimiento.
(c)
Para el registro de los Centros de Carga, el Suministrador deberá acreditar un contrato de
servicio con el Usuario Final que recibe el suministro en el Centro de Carga. Para tal efecto, no se
requerirá la acreditación de contratos de los Usuarios de Suministro Básico representados por un
Suministrador de Servicios Básicos al 1 de enero de 2016, o los Centros de Carga incluidos en los
Contratos de Interconexión Legados.

(d) El Generador de Intermediación registrará las Centrales Eléctricas y Centros de Carga incluidas
en los Contratos de Interconexión Legados. El Generador de Intermediación no se considera
Suministrador.

3.3.4
Para el registro de Unidades de Central Eléctrica Directamente Modeladas, el Participante
del Mercado debe proporcionar, al menos, la siguiente información:
(a) ubicación física (dirección y coordenadas geodésicas);
(b) punto de interconexión, diagrama unifilar y características de la interconexión;
(c)

características físicas de las Unidades de Central Eléctrica;

(d)
capacidades de las Unidades de Central Eléctrica en diferentes configuraciones, si fuera
aplicable; y,
(e) funciones de costos de las Unidades de Central Eléctrica en diferentes configuraciones, en caso
de resultar aplicable.
3.3.5
Los requisitos mínimos de información para las Centrales Eléctricas Indirectamente
Modeladas se establecen en el Manual de Prácticas de Mercado correspondiente, pudiendo excluir
determinados requisitos aplicables a las Centrales Eléctricas Directamente Modeladas.
3.3.6
Los requisitos técnicos para el registro de las Unidades de Central Eléctrica incluirán lo
siguiente:
(a)
equipo de medición y comunicación contenidos en el Manual de Prácticas de Mercado
correspondiente;
(b) capacidades para entregar potencia reactiva;
(c) requisitos específicos para las Unidades de Central Eléctrica que ofrecen Servicios Conexos,
tales como las velocidades de respuesta;
(d) requisitos específicos para las Unidades de Central Eléctrica que ofrecerán Potencia; y,
(e) otras especificaciones necesarias para mantener la Confiabilidad, incluyendo los requisitos para
mantener la configuración del sistema gobernador de velocidad de las Unidades de Central Eléctrica
y los requisitos para proveer la regulación automática de voltaje.
3.3.7

Las siguientes disposiciones se aplicarán a la Generación Distribuida:

(a) Con el fin de definir un circuito de distribución con una alta concentración de Centros de Carga,
se aplicarán los siguientes criterios:
(i) En el momento de la interconexión de la Central Eléctrica o de la evaluación de la misma, se
deberá cumplir al menos una de las siguientes condiciones:

(A) la Capacidad Instalada de la Central Eléctrica debe ser menor que la demanda esperada de los
Centros de Carga en el circuito de distribución al cual está conectada, en todo momento bajo las
circunstancias esperadas, o bien,
(B) la instalación de la Central Eléctrica debe reducir o no tener impacto en la carga máxima de
cada elemento del circuito de distribución.
(ii) El circuito de distribución incluye todos los equipos de distribución entre la Central Eléctrica y
las subestaciones de distribución pertenecientes a las Redes Generales de Distribución.
(iii) Se supondrá que todas las Centrales Eléctricas con capacidad menor a 500 kW conectadas a
las Redes Generales de Distribución cumplen con los criterios antes mencionados; este supuesto
sólo se descartará si el CENACE realiza un estudio específico que determine lo contrario.
3.3.8
Para el registro de Centros de Carga, el Participante del Mercado deberá proporcionar, al
menos, la siguiente información:
(a) ubicación física (dirección y coordenadas geodésicas);
(b) punto de conexión y configuración de conexión;
(c)

características físicas; y,

(d) demanda máxima.
3.3.9
El CENACE asignará un Suministrador de Último Recurso para cada Centro de Carga
registrado por los Suministradores de Servicios Calificados, de acuerdo a los mecanismos de
asignación establecidos por la CRE.

3.3.10
El Manual de Prácticas de Mercado correspondiente establecerá los requisitos mínimos de
información para los Centros de Carga Directamente Modelados y los requisitos mínimos de
información para los Centros de Carga Indirectamente Modelados.
3.3.11

Se establecerán requisitos técnicos para los Centros de Carga, incluyendo los siguientes:

(a) el cumplimiento de los requisitos de medición y comunicación contenidos en el Manual de
Prácticas de Mercado correspondiente;
(b) factor de potencia;
(c)
requisitos específicos para los Recursos de Demanda Controlable que ofrecen Servicios
Conexos, tales como velocidades de respuesta o de rampa;
(d) requisitos específicos para los Recursos de Demanda Controlable que ofrecerán Potencia; y,
(e) otras especificaciones necesarias para mantener la Confiabilidad.
3.3.12
Las Entidades Responsables de Carga que representan Recursos de Demanda
Controlable Garantizados deberán registrar la cantidad de demanda que se comprometen a ofrecer

con curvas de demanda flexibles. Cualquier Entidad Responsable de Carga puede ofrecer Recursos
de Demanda Controlable sin la calidad garantizada, sin realizar este registro.
3.3.13
Las Entidades Responsables de Carga serán responsables de notificar las instrucciones
de despacho a los Recursos de Demanda Controlable que representan.
(a) Las Entidades Responsables de Carga pueden utilizar los protocolos de comunicación (voz y
datos) de su elección, bajo la condición de que sean suficientes para prestar los servicios ofrecidos
por los Recursos de Demanda Controlable.
(b) Las Entidades Responsables de Carga deberán informar al CENACE de los protocolos de
comunicación (voz y datos) utilizados al momento de registrar los Recursos de Demanda Controlable
que representan.
3.3.14
Dentro de los tres días siguientes a cada Día de Operación en los cuales los Recursos de
Demanda Controlable sean activados, las Entidades Responsables de Carga deberán emitir un
informe al CENACE y a la Unidad de Vigilancia del Mercado sobre la reducción real de la demanda y
el desempeño de los Recursos de Demanda Controlable.
3.3.15
Las Unidades de Central Eléctrica que pretenden obtener Certificados de Energías Limpias
deben identificarse en el proceso de registro de activos. La verificación de la condición de Unidades
de Central Eléctrica que utilizan energías limpias y su desempeño, se realizará conforme al Manual
de Prácticas de Mercado correspondiente, o bien, conforme a las disposiciones que emita la CRE,
según corresponda.
3.3.16
Las Unidades de Central Eléctrica deberán registrarse con uno de las siguientes cuatro
estatus. El uso de los estatus no-despachables podrá ser validado por la Unidad de Vigilancia del
Mercado; en caso de determinar que una fuente es despachable, dicha Unidad puede ordenar el
cambio de su estatus.
(a) Firme despachable: Fuente que tiene la capacidad de seguir instrucciones de despacho en
tiempo real hasta su Capacidad Instalada (por ejemplo, ciclo combinado, termoeléctrica convencional
o carboeléctrica).
(b) Firme no-despachable: Fuente que tiene la capacidad de producir hasta su Capacidad Instalada
bajo condiciones normales, sin la capacidad de controlar su nivel de producción en tiempo real (por
ejemplo, ciertas instalaciones de cogeneración, generación nucleoeléctrica o geotérmica). Dichas
unidades no están exentas de seguir instrucciones del CENACE cuando se requiere por
Confiabilidad; sin embargo, en el despacho económico se asumirá que su producción está fija en el
último valor medido o en el valor
pronosticado.
(c) Intermitente despachable: Fuente que tiene la capacidad de seguir instrucciones de despacho
en tiempo real desde su nivel de producción mínima y hasta una capacidad intermitente (por
ejemplo, eólica o solar con la capacidad de reducir generación mediante instrucciones automáticas
de despacho). Todas las Unidades de Central Eléctrica para las que exista tecnología disponible que
permita su control, deberán registrarse en esta categoría.

(d) Intermitente no-despachable: Fuente intermitente que no tiene la capacidad de controlar su nivel
de producción en tiempo real. Dichas unidades no están exentas de seguir instrucciones del
CENACE cuando se requiere por Confiabilidad, sin embargo, en el despacho económico se asumirá
que su producción está fija en el último valor medido o en el valor pronosticado.
3.3.17
Las Unidades de Central Eléctrica y los Centros de Carga con Recursos de Demanda
Controlable que produzcan Servicios Conexos deberán identificarse en el proceso de registro de
activos. La verificación de sus capacidades y desempeño se realizará en términos del Manual de
Prácticas de Mercado correspondiente.
3.3.18
Las Unidades de Central Eléctrica y los Centros de Carga con Recursos de Demanda
Controlable que produzcan Potencia deberán identificarse en el proceso de registro de activos. La
verificación de sus capacidades y desempeño se realizará en términos del Manual de Prácticas de
Mercado correspondiente.
3.3.19
Las Unidades de Central Eléctrica y los Centros de Carga que serán Directamente
Modelados deberán identificarse en el proceso de registro de activos. Serán Directamente
Modeladas:
(a) las Unidades de Central Eléctrica y los Centros de Carga con Capacidad Instalada o demanda
mayor a 0.5 MW, siempre y cuando sea posible representarlos dentro del Modelo de Red Física del
Sistema Eléctrico Nacional y el modelo de la red asociado a estas instalaciones, así como cumplir
con los demás requerimientos del CENACE de telemetría en tiempo real para fines de observabilidad
y cumplimiento de Criterios de Confiabilidad;
(b) las Unidades de Central Eléctrica y los Centros de Carga que el CENACE determine que se
requieren modelar directamente para contribuir a preservar la Confiabilidad; y,
(c)
las Unidades de Central Eléctrica y los Centros de Carga que, cumpliendo los requisitos
aplicables, soliciten sus representantes.
Las Disposiciones Operativas del Mercado establecerán los requisitos específicos para que
las Unidades de Central Eléctrica y Centros de Carga sean Directamente Modeladas.
3.3.20
Las características de usos propios deben reportarse en el registro de cada Central
Eléctrica. Con el fin de suministrar los consumos propios de las Centrales Eléctricas que estén fuera
de operación, los Generadores podrán realizar todas las ofertas de compra que correspondan a los
Centros de Carga, asumiendo para tal efecto todas las responsabilidades que corresponden a las
Entidades Responsable de Carga. No se permite a los Generadores representar a Centros de Carga
distintos a las propias Centrales Eléctricas, con excepción del Generador de Intermediación. El uso
de energía generada en una Central Eléctrica para suministrar los usos propios de la misma Central
Eléctrica no se considera Abasto Aislado.
3.3.21
Los equipos de almacenamiento de energía eléctrica deberán registrarse bajo la figura de
Centrales Eléctricas y deberán ser representados por un Generador, observando lo siguiente:
(a) Estos Generadores podrán realizar ofertas para la venta de todos los productos que los equipos
de almacenamiento sean capaces de producir, en los mismos términos que cualquier otra Unidad de
Central Eléctrica.

(b) Asimismo, con el fin de operar los equipos de almacenamiento, estos Generadores podrán
realizar todas las ofertas de compra que correspondan a los Centros de Carga, asumiendo para tal
efecto todas las responsabilidades que corresponden a las Entidades Responsable de Carga.
(c)
Cuando un equipo de almacenamiento forma parte de la Red Nacional de Transmisión o las
Redes Generales de Distribución, se deberá observar la estricta separación legal entre el Generador
que represente el equipo en el Mercado Eléctrico Mayorista y el Transportista o Distribuidor que
utilice el equipo para prestar el Servicio Público de Transmisión y Distribución, en los términos que
defina la Secretaría de Energía. Asimismo,
estos Generadores, Transportistas y Distribuidores se someterán a la regulación tarifaria que
establezca la CRE.
3.3.22
Con la finalidad de incluir una parte de la capacidad de una Unidad de Central Eléctrica en
un Contrato de Interconexión Legado y registrar otra parte con un Generador distinto al Generador
de Intermediación para su representación en el Mercado Eléctrico Mayorista:
(a)
Se aplicarán las siguientes condiciones a todos los tipos de Contratos de Interconexión
Legados:
(i)
El Generador de Intermediación registrará la capacidad de la Unidad de Central Eléctrica
incluida en el Contrato de Interconexión Legado y se observarán los procedimientos definidos en la
Base 10.8 para la operación de dicha capacidad.
(ii)
El Generador distinto al Generador de Intermediación deberá registrar ante el CENACE la
capacidad que representará en el Mercado Eléctrico Mayorista.
(iii) La capacidad total registrada de una Unidad de Central Eléctrica es la suma de la capacidad
registrada por el Generador de Intermediación y la capacidad registrada por el Generador distinto al
Generador de Intermediación que la represente en el Mercado Eléctrico Mayorista.
(iv) La capacidad total registrada de una Unidad de Central Eléctrica no podrá rebasar la Capacidad
Instalada de dicha central. El CENACE y la CRE podrán realizar pruebas periódicas para verificar la
Capacidad Instalada; en caso de determinar que la Capacidad Instalada es menor a la capacidad
total registrada, se reducirá primero la capacidad registrada al Generador distinto al Generador de
Intermediación, a menos que esto solicite que las reducciones se apliquen primero a la capacidad
incluida en el Contrato de Interconexión Legado.
(v)
Cuando una parte de la capacidad de una Unidad de Central Eléctrica esté registrada por el
Generador de Intermediación y otra parte de la capacidad esté representada en el Mercado Eléctrico
Mayorista por un Generador distinto al Generador de Intermediación, se requerirá la autorización
previa de la Unidad de Vigilancia del Mercado para realizar, en un periodo de 12 meses, un aumento
y una reducción (vuelta redonda) en la capacidad total registrada. Para tal efecto, el Generador
distinto al Generador de Intermediación deberá proporcionar a la Unidad de Vigilancia del Mercado la
evidencia de que la Capacidad Instalada de la Unidad de Central Eléctrica haya sufrido cambios de
aumento y reducción.

(vi) La Unidad de Central Eléctrica se registrará bajo la figura de Unidad de Propiedad Conjunta, en
modalidad de "UPC Dinámicamente Programada". El Generador de Intermediación se considerará el
representante principal de la Unidad de Central Eléctrica.
(b)
La siguiente condición será aplicable a los diversos Contratos de Interconexión Legados
aplicables a la cogeneración eficiente y fuentes renovables:
(i) La energía producida será automáticamente asignada entre el Generador de Intermediación y
los Generadores distintos al Generador de Intermediación, en todas las horas en proporción a la
capacidad registrada por cada Generador.
(c) Las siguientes condiciones serán aplicables a los diversos Contratos de Interconexión Legados
para fuentes convencionales:
(i)
La energía siempre será asignada primero al Generador de Intermediación. Sólo la energía
producida en exceso de la capacidad registrada por el Generador de Intermediación será asignada al
Generador distinto al Generador de Intermediación que representa capacidad de la Unidad de
Central Eléctrica en el Mercado Eléctrico Mayorista.
(ii)
La capacidad de la Unidad de Central Eléctrica registrada por el Generador distinto al
Generador de Intermediación deberá estar disponible para su oferta en dicho Mercado Eléctrico
Mayorista en todo momento excepto cuando la Unidad de la Central Eléctrica presente falla o esté en
mantenimiento.
(iii) La capacidad de la Unidad de Central Eléctrica que se registre en el Mercado
Eléctrico Mayorista por el Generador distinto al Generador de Intermediación se sujetará a las
obligaciones para ofrecer su producción con precios basados en costos. Para estos efectos:
(A) El Generador distinto al Generador de Intermediación podrá elegir cuál segmento de la curva de
costos incrementales de la Unidad de Central Eléctrica completa se asignará a la capacidad de la
central que representa.
(B) La capacidad de la Unidad de Central Eléctrica que se registre en el mercado con un Generador
distinto al Generador de Intermediación no podrá tener asignada ninguna parte de los costos de
arranque y operación en vacío de la Unidad de Central Eléctrica completa.
(d) Como excepción a lo previsto en el inciso (a) anterior, subinciso (vi), cuando una Central
Externa Legada incluya parte de su capacidad en un Contrato de Interconexión Legado, el
representante principal será el Generador que represente a la Central Externa Legada. Cabe señalar
que, en este caso, el registro de Unidad de Propiedad Conjunta podría incluir a dos representantes
no-principales, el Generador de Intermediación y otro Generador que represente capacidad adicional
en el Mercado Eléctrico Mayorista.
(e) Como excepción a lo previsto en el inciso (c) anterior, las condiciones aplicables para las
Centrales Externas Legadas con fuentes convencionales que incluyen parte de su capacidad en un
Contrato de Interconexión Legado, son las siguientes:

(i) Se asignará a la Central Externa Legada el segmento de la curva de costos incrementales de la
Central Eléctrica completa que corresponde a la capacidad incluida en el Contrato de Central
Externa Legada, mientras que se asignará al Contrato de Interconexión Legado el segmento de
mayor costo de la curva de costos incrementales de la Central Eléctrica completa que corresponde a
la capacidad no incluida en el Contrato de Central Externa Legada.
(ii)
La o las unidades de la Comisión Federal de Electricidad que representan las Centrales
Externas Legadas deberán realizar ofertas que corresponden a la capacidad que representan,
conforme a la porción correspondiente de la curva de costos incrementales de la Central Eléctrica
completa. La o las unidades de la Comisión Federal de Electricidad que representan las Centrales
Externas Legadas no ofrecerán la capacidad dedicada al Contrato de Interconexión Legado.
(iii) El CENACE calculará el despacho óptimo de la capacidad registrada en el Mercado Eléctrico
Mayorista. El CENACE enviará instrucciones de despacho iguales a la suma del despacho óptimo de
la Central Externa Legada y el programa de energía a utilizarse en el Contrato de Interconexión
Legado.
(iv) La energía generada será asignada primero al Generador que representa a la Central Externa
Legada en el Mercado Eléctrico Mayorista, hasta la cantidad de energía incluida en el despacho
óptimo de la misma. La energía restante se asignará al Contrato de Interconexión Legado. Como
resultado de lo anterior, en caso que la producción total de la Unidad de Central Eléctrica resulte
menor al despacho total instruido por el CENACE, toda la deficiencia se restará de la energía
asignada al Contrato de Interconexión Legado hasta la porción de la capacidad asociada al Contrato
de Interconexión Legado que fue despachada.
3.3.23
Al registrar la Unidad de Propiedad Conjunta, los Generadores representan a cada porción
de la capacidad de dicha unidad, deberán elegir entre dos opciones para presentar curvas de oferta
para la producción de la misma:
(a)
Oferta UPC Combinada. Los Generadores designan a un Generador representante, que
ofrecerá la capacidad agregada de todos ellos. La Unidad de Central Eléctrica se modela como una
sola unidad en el Modelo Comercial de Mercado, por lo que el CENACE transmite instrucciones sólo
al Generador representante. El CENACE liquidará al Generador representante, y es responsabilidad
de los Generadores determinar la parte de los cargos y de los pagos que les corresponde a cada uno
de ellos.
(b) UPC Dinámicamente Programada. La Unidad de Central Eléctrica se modela como una sola
unidad física, con múltiples representantes. Cada Generador entrega los datos de la oferta por su
participación individual de la unidad. El CENACE transmite instrucciones a cada Generador por la
porción de la unidad que representa, y liquida por separado con
cada Generador. En caso de las UPC Dinámicamente Programadas, el Generador que representa la
mayor porción de la Capacidad Instalada se considerará el "representante principal" y ofrecerá,
además de las capacidades y costos incrementales que correspondan a su porción de la unidad, el
estatus de la unidad y los costos de arranque, operación en vacío, los tiempos de notificación,
arranque, operación y paro, y todos los demás parámetros que correspondan a la unidad completa.
Los demás Generadores realizarán solamente ofertas para las capacidades y costos incrementales

que correspondan a su porción de la unidad. En caso de que la unidad tenga más de una
configuración registrada, los participantes deberán realizar ofertas para cada configuración.
3.3.24
En general, cada Centro de Carga podrá ser registrado por un solo Participante del
Mercado. Como única excepción a lo anterior, los Centros de Carga incluidos en los Contratos de
Interconexión Legados podrán ser registrados por dos Participantes del Mercado observando lo
siguiente.
(a) El Generador de Intermediación registrará el Centro de Carga a fin de mantener las condiciones
del Contrato de Interconexión Legado correspondiente. En caso que un mismo Centro de Carga se
haya incluido en más de un Contrato de Interconexión Legado, el Generador de Intermediación
gestionará las porciones correspondientes a través de diferentes cuentas de orden.
(b) El Centro de Carga a que se refiere el inciso (a) anterior también podrá ser registrado por otra
Entidad Responsable de Carga, siempre y cuando su modalidad de representación no requiera que
el Centro de Carga se excluya del Contrato de Interconexión Legado en los términos del Décimo
Cuarto Transitorio de la Ley.
(c) Para efectos de la liquidación, el Generador de Intermediación deberá informar al CENACE de
la cantidad de energía consumida en los términos del Contrato de Interconexión Legado y/o en los
términos del contrato de adhesión para la prestación del servicio de respaldo; el CENACE facturará
dicha cantidad al Generador de Intermediación.
(d) La energía consumida en exceso de la cantidad reportada por el Generador de Intermediación,
será facturada al segundo registrante del Centro de Carga.
(e) Los Manuales de Prácticas de Mercado podrán establecer restricciones adicionales para la
representación de los Centros de Carga por más de un Participante del Mercado. La participación de
estos Centros de Carga se someterá a la supervisión de la Autoridad de Vigilancia del Mercado y la
Unidad de Vigilancia del Mercado.
3.3.25
El servicio de respaldo contemplado en los Contratos de Interconexión Legados será
administrado por el CENACE. Para efectos de lo siguiente:
(a)
Al ejercer el control operativo del Sistema Eléctrico Nacional, el CENACE asegurará la
prestación del servicio de respaldo, en los términos de los contratos de adhesión para la prestación
del servicio de respaldo.
(b) El Generador de Intermediación deberá reportar al CENACE el consumo total que corresponde
al servicio de respaldo, para que el CENACE facture dicha energía a este Generador.
(c) Sin perjuicio de que el CENACE administre el servicio de respaldo, corresponde al Generador
de Intermediación administrar los contratos de adhesión para la prestación del servicio de respaldo.
3.3.26
Para el registro de activos utilizados en el Abasto Aislado se aplicarán las siguientes
condiciones:
(a)
Las Unidades de Central Eléctrica y Centros de Carga están exentos del registro y
representación por Participantes del Mercado, únicamente si la Red Particular no tiene interconexión

al Sistema Eléctrico Nacional. De acuerdo con los artículos 23 y 24 de la Ley, el registro de estos
activos por parte del Participante del Mercado es un requisito para la interconexión de la Red
Particular al Sistema Eléctrico Nacional.
(b)
Las Unidades de Central Eléctrica, los Centros de Carga y la interconexión entre la Red
Particular y el Sistema Eléctrico Nacional deberán tener medición separada en caso de que la Red
Particular vaya a ser interconectada al Sistema Eléctrico Nacional. Cuando la instalación se
considere Generación Distribuida, se permitirá la medición de la energía
neta entregada o recibida; en los procesos de medición y liquidaciones se realizarán los estimados
correspondientes de generación y consumo por separado.
(c)
El propietario de la Red Particular debe solicitar permiso al CENACE para abrir o cerrar la
interconexión al Sistema Eléctrico Nacional.
(d) Cuando la Red Particular opere sin conexión al Sistema Eléctrico Nacional, el CENACE no
aplicará cargos al Participante del Mercado que representa a las Unidades de Central Eléctrica y a
los Centros de Carga en la Red Particular.
(e) Cuando la Red Particular opere con conexión al Sistema Eléctrico Nacional, toda la generación
y carga deben ofrecerse en términos de las Reglas del Mercado y estarán sujetas a todas las reglas
de liquidaciones del Mercado Eléctrico Mayorista. En particular, aplican las siguientes condiciones:
(i) Las Unidades de Central Eléctrica dentro del Abasto Aislado deberán incluirse en el contrato de
interconexión correspondiente y sujetarse a las Reglas del Mercado y demás disposiciones
aplicables. Deben ser representadas por un Generador si tienen capacidad mayor a 0.5 MW o si
tienen capacidad menor y optan por obtener permiso de Generación. Asimismo, deben ser
representadas por un Suministrador si tienen capacidad menor a 0.5 MW y no optan por obtener
permiso de Generación.
(ii) Los Centros de Carga dentro del Abasto Aislado deberán incluirse en el contrato de conexión y
sujetarse a las Reglas del Mercado y demás disposiciones aplicables. Deben ser representadas por
un Usuario Calificado Participante del Mercado o por un Suministrador.
(iii) Cada Red Particular usada en el Abasto Aislado sólo podrá tener un punto de interconexión
activo a la Red Nacional de Transmisión o las Redes Generales de Distribución, y dicha
interconexión no se puede realizar cuando la Red Particular en cuestión tenga interconexión con otro
sistema eléctrico. Excepto cuando la instalación se considere Generación Distribuida, se requiere la
medición de las Unidades de Central Eléctrica o del Centro de Carga por separado.
3.3.27
Los Participantes del Mercado que representen estas Unidades de Central Eléctrica y
Centros de Carga de Abasto Aislado deberán presentar Transacciones Bilaterales Financieras al
CENACE, dentro de los plazos correspondientes a la primera emisión de los estados de cuenta del
mercado, de modo que sólo el exceso o déficit neto se incluyan en los cálculos de energía facturada
a través del Mercado Eléctrico Mayorista. Sin embargo, todos los cargos prorrateados en el Mercado
Eléctrico Mayorista serán facturados al Participante del Mercado de Abasto Aislado sobre la base de
la generación total y la carga total, y no sobre la cantidad neta.
3.4

Usuarios Calificados

3.4.1
Los Usuarios Calificados podrán participar en el Mercado Eléctrico Mayorista bajo dos
modalidades:
(a) Usuarios Calificados Participantes del Mercado: Representan a sus propios Centros de Carga
en el Mercado Eléctrico Mayorista, y compran energía eléctrica y Servicios Conexos directamente en
el Mercado Eléctrico Mayorista y/o al amparo de Contratos de Cobertura.
(b) Usuarios Calificados representados por un Suministrador: Aquellos cuyos Centros de Carga son
representados en el Mercado Eléctrico Mayorista por un Suministrador de Servicios Calificados o, de
forma transitoria, por un Suministrador de Último Recurso.
3.4.2

Aplicarán las siguientes consideraciones:

(a) La demanda requerida (en Megawatts) en los Centros de Carga para que se incluyan en el
registro de Usuarios Calificados se determina de acuerdo con lo establecido en la Ley y por la
Secretaría. Asimismo, la Secretaría definirá los criterios para determinar la demanda de un Centro de
Carga para efectos de su registro.
(b) Los Usuarios Calificados deberán tener al menos una demanda de 5 MW y un consumo anual
de 20 GWh para registrarse como Participantes del Mercado. Cualquier otro Usuario Calificado
deberá estar representado en el Mercado Eléctrico Mayorista por un Suministrador de Servicios
Calificados. La evaluación de esta demanda se realizará bajo los mismos criterios a que se refiere el
inciso anterior.
3.4.3
La CRE mantendrá en el registro de Usuarios Calificados, la lista de Centros de Carga que
pueden ser representados por Usuarios Calificados Participantes del Mercado o por
Suministradores de Servicios Calificados y cuyos representantes hayan solicitado la inclusión en
dicho registro.
(a) El CENACE verificará la inscripción en el registro de Usuarios Calificados antes de permitir a los
Centros de Carga ser representados por un Usuario Calificado Participante del Mercado o por un
Suministrador de Servicios Calificados.
(b) El registro como Usuario Calificado es opcional para los usuarios que cumplen los requisitos,
excepto en los casos señalados en la Ley.
(c) Los Usuarios Calificados registrados podrán cancelar el registro de los Centros de Carga tres
años después de la notificación a la CRE.
3.4.4
Los Centros de Carga inscritos en el registro de Usuarios Calificados no podrán recibir
servicios de un Suministrador de Servicios Básicos, excepto en el caso previsto en el artículo 57 de
la Ley.
3.4.5
La verificación del requisito que antecede estará a cargo del Suministrador de Servicios
Básicos. El CENACE no lo verificará.
3.4.6
Un Usuario Calificado Participante del Mercado podrá, a su elección, informar al CENACE
que otro Participante del Mercado tiene el derecho de ordenar la desconexión del servicio de dicho
Usuario Calificado. Este derecho sólo puede ser revocado por el Participante del Mercado que lo

obtuvo. El CENACE emitirá las órdenes de desconexión a los Transportistas y Distribuidores cuando
el Participante del Mercado que obtuvo el derecho lo solicite. El CENACE no evaluará las
circunstancias que originaron la orden ni tendrá responsabilidad alguna.
3.5

Suministradores

3.5.1
Los Suministradores podrán participar en el Mercado Eléctrico Mayorista bajo tres
modalidades:
(a) Suministrador de Servicios Básicos;
(b) Suministrador de Servicios Calificados; y,
(c)

Suministrador de Último Recurso.

3.5.2
Los Suministradores deberán obtener permiso de la CRE para ofrecer el suministro
eléctrico o representar a los Generadores Exentos. El CENACE verificará la vigencia del permiso
antes de asignar los Centros de Carga de que se trate a un Suministrador.
3.5.3
Los Suministradores deberán proveer la totalidad de los requerimientos de los Centros de
Carga y Generadores Exentos que representen en el Mercado Eléctrico Mayorista, incluyendo
energía, Potencia, Servicios Conexos, transmisión, distribución y control del sistema. El CENACE no
tendrá relación directa con los Usuarios Finales o Generadores Exentos representados por los
Suministradores.
3.5.4
El CENACE no conocerá los términos bajo los cuales los Suministradores remuneren a sus
usuarios por la activación del Recurso de Demanda Controlable y el despacho de las Centrales
Eléctricas que representen. Los Suministradores deberán entregar ofertas en el Mercado Eléctrico
Mayorista en nombre de los Recursos de Demanda Controlable y las Unidades de Central Eléctrica
que representen y serán responsables por las liquidaciones con el CENACE por las compras y
ventas consecuentes.
3.6

Retiros definitivos de Unidades de Central Eléctrica y remoción del registro

3.6.1
Los Generadores que representen Unidades de Central Eléctrica interconectadas al
Sistema Eléctrico Nacional deberán notificar al CENACE los retiros programados de las mismas.
Dicha notificación deberá ocurrir cuando menos 365 días naturales antes de la fecha programada de
retiro.
3.6.2
No se permite el retiro de una Unidad de Central Eléctrica que tenga obligaciones vigentes
para la venta de Potencia, a menos que establezca una fuente alternativa para sustituir dicha
Potencia.
3.6.3
En un periodo de 30 días naturales, el CENACE evaluará si la Unidad de Central Eléctrica
es necesaria para asegurar la Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional.
(a) En caso que no se requiera la Unidad de Central Eléctrica para asegurar la Confiabilidad del
Sistema Eléctrico Nacional, el CENACE notificará al Generador y procederá la remoción del registro
de la Unidad de Central Eléctrica en la fecha solicitada.

(b) En caso que se requiera la Unidad de Central Eléctrica para asegurar la Confiabilidad del
Sistema Eléctrico Nacional, el CENACE notificará al Generador y a la CRE, a fin de solicitar la
autorización de ésta para realizar una subasta a fin de adquirir Potencia.
(c) En caso que la CRE no autorice la subasta, el CENACE notificará al Generador y procederá la
remoción del registro de la Unidad de Central Eléctrica.

(d) En caso de llevar a cabo la subasta, el Generador estará obligado a participar, basado en los
costos de la Unidad de Central Eléctrica cuyo retiro se propuso y en los términos que defina la CRE.
Sólo en caso que no se le asigne un contrato de venta de Potencia procederá la remoción del
registro de la Unidad de Central Eléctrica.
3.6.4
Las obligaciones de ofertas basadas en costo permanecerán vigentes hasta que se lleve a
cabo la remoción del registro de la Unidad de Central Eléctrica.
BASE 4
Garantías de cumplimiento
4.1

Disposiciones generales

4.1.1
Los Participantes del Mercado sólo podrán asumir obligaciones en el Mercado Eléctrico
Mayorista cuando su cumplimiento esté debidamente garantizado en los términos de las Bases del
Mercado Eléctrico y el Manual de Prácticas de Mercado correspondiente.
4.1.2
Cada Participante del Mercado deberá contar con un Monto Garantizado de Pago suficiente
para cubrir su Responsabilidad Estimada Agregada. Cuando su Monto Garantizado de Pago resulte
insuficiente, quedará restringida automáticamente su participación en el Mercado Eléctrico Mayorista
conforme a lo previsto en la Base 4.4.
4.2

Monto Garantizado de Pago

4.2.1
El Monto Garantizado de Pago de cada Participante del Mercado corresponderá a la suma
de los importes asociados a cada uno de los siguientes conceptos:
(a) Fondos puestos a disposición del CENACE para garantizar el cumplimiento de las obligaciones
que asuma el Participante del Mercado en el Mercado Eléctrico Mayorista.
(b) Títulos líquidos y libremente comercializables, incluyendo papeles gubernamentales emitidos
por el gobierno mexicano y los demás instrumentos establecidos en los Manuales de Prácticas de
Mercado, puestos a disposición del CENACE para garantizar el cumplimiento de las obligaciones
que asuma el Participante del Mercado en el Mercado Eléctrico Mayorista.
(c) Carta de crédito de una institución financiera otorgada en favor del CENACE para garantizar el
cumplimiento de las obligaciones que asuma el Participante del Mercado en el Mercado Eléctrico
Mayorista. Para tal efecto, la institución financiera deberá cumplir con las características establecidas
en los Manuales de Prácticas del Mercado.