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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
 
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA 
UNIDAD PROFESIONAL 
 “LIC. ADOLFO LÓPEZ MATEOS” 
 
 
APLICACIÓN DEL MERCADO PARA EL BALANCE 
DE POTENCIA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO 
NACIONAL PARA UNA CUARTA LIQUIDACIÓN 
 
TESIS 
 
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE 
INGENIERO ELECTRICISTA 
 
PRESENTA: 
 
C. ALAN GONZÁLEZ GUZMÁN. 
 
ASESOR: 
 
DR. DAVID SEBASTIÁN BALTAZAR. 
 
 
 
CIUDAD DE MÉXICO, JUNIO, 2018 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ÍNDICE GENERAL PÁGINA 
ÍNDICE DE FIGURAS. ..................................................................................................................... I 
ÍNDICE DE TABLAS. .................................................................................................................... III 
GLOSARIO DE TÉRMINOS ....................................................................................................... VII 
CAPÍTULO I: INTRODUCCIÓN. .................................................................................................... 1 
1.1 INTRODUCCIÓN. ............................................................................................................ 1 
1.2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA. ......................................................................... 2 
1.3 OBJETIVO GENERAL. ................................................................................................... 2 
1.3.1 OBJETIVOS ESPECÍFICOS. ........................................................................................... 2 
1.4 JUSTIFICACIÓN. ............................................................................................................. 3 
1.5 ALCANCES DEL TRABAJO. ......................................................................................... 3 
1.6 LIMITANTES DEL TRABAJO. ...................................................................................... 4 
1.7 ESTRUCTURA DE LA TESIS. ........................................................................................ 4 
CAPÍTULO II: EL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA MEXICANO Y EL MERCADO 
PARA EL BALANCE DE POTENCIA. ................................................................. 6 
2.1 INTRODUCCIÓN. ............................................................................................................ 6 
2.2 ANTECEDENTES DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL. ................................... 6 
2.3 ORIGEN DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA EN MÉXICO. ...................... 9 
2.3.1 MERCADO DE ENERGÍA DE CORTO PLAZO. ........................................................ 11 
2.3.2 MERCADO PARA EL BALANCE DE POTENCIA. ................................................... 11 
2.3.2.1 CONCEPTOS BÁSICOS DEL MERCADO PARA EL BALANCE DE 
POTENCIA. .................................................................................................................. 12 
2.3.2.1.1 ACREDITACIÓN DE POTENCIA ........................................................................ 12 
2.3.2.1.2 REQUISITOS DE POTENCIA ............................................................................... 13 
2.3.2.1.3 TRANSACCIONES DE POTENCIA ..................................................................... 13 
2.3.2.1.4 HORAS CRÍTICAS ................................................................................................. 14 
2.3.2.2 FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO PARA EL BALANCE DE POTENCIA. ... 14 
2.3.2.2.1 ANUAL Y EX-POST .............................................................................................. 14 
2.3.2.2.2 BALANCE DE POTENCIA .................................................................................... 15 
 
 
2.3.2.2.3 ZONAS DE POTENCIA ......................................................................................... 15 
2.3.2.2.4 PREPARACIÓN Y REALIZACIÓN ...................................................................... 16 
2.3.3 MERCADO DE CERTIFICADOS DE ENERGÍAS LIMPIAS. .................................... 17 
2.3.4 SUBASTAS DE DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN. ......................... 17 
2.3.5 SUBASTAS DE CORTO Y MEDIANO PLAZO. ......................................................... 17 
2.3.5.1 SUBASTAS DE MEDIANO PLAZO. ......................................................................... 17 
2.3.5.2 SUBASTAS DE LARGO PLAZO. .............................................................................. 17 
2.4 LIQUIDACIONES. ......................................................................................................... 18 
2.4.1 LIQUIDACIONES DEL MERCADO PARA EL BALANCE DE POTENCIA. .......... 18 
2.4.2 LIQUIDACIONES Y RELIQUIDACIONES [3]. .......................................................... 18 
CAPÍTULO III: DISPOSICIONES GENERALES PARA EL SISTEMA ELÉCTRICO 
NACIONAL. ......................................................................................................... 20 
3.1 INTRODUCCIÓN. .......................................................................................................... 20 
3.2 IMPORTANCIA DEL BALANCE DE POTENCIA. ..................................................... 20 
3.3 ZONAS DE POTENCIA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL. ..................... 24 
3.4 HORAS CRÍTICAS EN LAS ZONAS DE POTENCIA. ............................................... 29 
3.5 ACREDITACIÓN DE POTENCIA. ............................................................................... 36 
3.5.1 DISPONIBILIDAD DE PRODUCCIÓN FÍSICA. ........................................................ 36 
3.5.2 DISPONIBILIDAD DE ENTREGA FÍSICA. ................................................................ 39 
3.5.3 CAPACIDAD ENTREGADA. ....................................................................................... 39 
3.5.4 POTENCIA ANUAL ACREDITADA. .......................................................................... 41 
3.6 REQUISITOS DE POTENCIA. ...................................................................................... 42 
3.7 VALOR DE REQUISITO ANUAL DE POTENCIA EFICIENTE. ............................... 44 
CAPÍTULO IV: OPERACIÓN DEL MERCADO PARA EL BALANCE DE POTENCIA. ........ 46 
4.1 INTRODUCCIÓN. .......................................................................................................... 46 
4.2 TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN DE REFERENCIA. ........................................... 46 
4.2.1 TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN MÉXICO. ... 46 
4.2.2 TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CONTEMPLADAS 
EN EL MERCADO PARA EL BALANCE DE POTENCIA Y SU SELECCIÓN. ...... 49 
 
 
4.3 PREPARACIÓN DEL MERCADO PARA EL BALANCE DE POTENCIA. .............. 50 
4.3.1 ESTIMACIÓN DE LA CURVA DE OFERTA. ............................................................ 51 
4.3.2 ESTIMACIÓN DE LA CURVA DE DEMANDA. ........................................................ 52 
4.3.3 TRAZO DE LA CURVA. ............................................................................................... 53 
4.3.3.1 CURVA DE DEMANDA. ............................................................................................ 53 
4.3.3.2 CURVA DE VENTA. .................................................................................................. 55 
4.4 REALIZACIÓN DEL MERCADO PARA EL BALANCE DE POTENCIA. ............... 59 
4.4.1 CÁLCULO DE LA OBLIGACIÓN NETA DE POTENCIA......................................... 59 
4.4.2 CÁLCULO DE LA CURVA DE OFERTA. .................................................................. 60 
4.4.3 TRAZO DE LA CURVA. ............................................................................................... 61 
4.4.3.1 CURVA DE DEMANDA. ............................................................................................ 61 
4.4.3.2 CURVA DE VENTA. ..................................................................................................63 
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS OBTENIDOS DE LA OPERACIÓN DEL 
MERCADO PARA EL BALANCE DE POTENCIA. .......................................... 68 
5.1 INTRODUCCIÓN. .......................................................................................................... 68 
5.2 ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN DEL MERCADO PARA EL BALANCE DE 
POTENCIA. .................................................................................................................... 68 
5.2.1 PRECIO DE CIERRE DE POTENCIA. ......................................................................... 68 
5.2.2 PRECIO MÁXIMO DE POTENCIA. ............................................................................ 69 
5.2.3 CÁLCULO DE PRECIO NETO. .................................................................................... 69 
5.3 LIQUIDACIÓN DEL MERCADO. ................................................................................ 70 
5.4 COMPARATIVA DE LIQUIDACIONES. .................................................................... 71 
CAPÍTULO VI: CONCLUSIONES. ............................................................................................... 73 
REFERENCIAS .............................................................................................................................. 75 
ANEXOS ............................................................................................................................... 76 
A. 100 HORAS CRÍTICAS IDENTIFICADAS EN EL SISTEMA ELÉCTRICO 
NACIONAL. ................................................................................................................... 76 
B. MEMORIA DE CÁLCULO PARA LA ESTIMACIÓN DE LA CURVA DE OFERTA 
Y DEMANDA DEL MERCADO PARA BALANCE DE POTENCIA EN EL SISTEMA 
ELÉCTRICO NACIONAL. ............................................................................................ 82 
 
 
 
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ÍNDICE DE FIGURAS. 
FIGURA 2.2-1.COMPOSICIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL EN 1960 (PRINCIPALES 
SISTEMAS ELÉCTRICOS INTERCONECTADOS AISLADOS) [5]. ............................................... 7 
FIGURA 2.3-1. RED TRONCAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL [7]. ..................................10 
FIGURA 2.3-2. COMPOSICIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA [3]. .............................11 
FIGURA 3.2-1. CURVA DE LA DEMANDA EN LA ZONA DE POTENCIA “SIN” [8]. .......................21 
FIGURA 3.2-2. CURVA DE LA DEMANDA EN LA ZONA DE POTENCIA “BCA” [8]. .....................21 
FIGURA 3.2-3. CURVA DE LA DEMANDA EN LA ZONA DE POTENCIA “BCS” [8]. ......................22 
FIGURA 3.2-4. BALANCE DE ENERGÍA POR ENTIDAD FEDERATIVA AÑO 2016 [7]. ..................23 
FIGURA 3.3-1. ÁREAS DE MONITOREO DE LA GERENCIA DE CONTROL REGIONAL DEL 
CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGÍA [8]. ...............................................................25 
FIGURA 3.3-2. ZONAS DE POTENCIA DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL [8]. ......................26 
FIGURA 3.3-3. SISTEMA INTERCONECTADO MULEGÉ [8]. ..............................................................28 
FIGURA 3.3-4. GRÁFICA DE LA DEMANDA HORARIA DEL AÑO 2016 PARA EL SISTEMA 
INTERCONECTADO MULEGÉ [7]. ..................................................................................................28 
FIGURA 3.4-1. GRÁFICA DE LAS 100 HORAS CRÍTICAS DEL AÑO DE PRODUCCIÓN 2016 PARA 
LA PRIMERA LIQUIDACIÓN EN LA ZONA DE POTENCIA "SIN" [10]. ....................................30 
FIGURA 3.4-2. GRÁFICA DE LAS 100 HORAS CRÍTICAS DEL AÑO DE PRODUCCIÓN 2016 PARA 
LA PRIMERA LIQUIDACIÓN EN LA ZONA DE POTENCIA "BCA" [10]. ...................................30 
FIGURA 3.4-3. GRÁFICA DE LAS 100 HORAS CRÍTICAS DEL AÑO DE PRODUCCIÓN 2016 PARA 
LA PRIMERA LIQUIDACIÓN EN LA ZONA DE POTENCIA "BCS" [10]. ...................................31 
FIGURA 3.4-4. GRÁFICA DE LAS 100 HORAS CRÍTICAS DEL AÑO DE PRODUCCIÓN 2016 PARA 
UNA CUARTA LIQUIDACIÓN FINAL EN LA ZONA DE POTENCIA "SIN". .............................33 
FIGURA 3.4-5. GRÁFICA DE LAS 100 HORAS CRÍTICAS DEL AÑO DE PRODUCCIÓN 2016 PARA 
UNA CUARTA LIQUIDACIÓN FINAL EN LA ZONA DE POTENCIA "BCA". ...........................34 
 
 
Página | II 
 
FIGURA 3.4-6. GRÁFICA DE LAS 100 HORAS CRÍTICAS DEL AÑO DE PRODUCCIÓN 2016 PARA 
UNA CUARTA LIQUIDACIÓN FINAL EN LA ZONA DE POTENCIA "BCS". ............................35 
FIGURA 4.2-1. CAPACIDAD INSTALADA POR TIPO DE TECNOLOGÍA EN EL SISTEMA 
ELÉCTRICO NACIONAL. ..................................................................................................................48 
FIGURA 4.3-1 CURVA DE DEMANDA [1]. .............................................................................................54 
FIGURA 4.3-2. CURVA DE VENTA [10]. .................................................................................................55 
FIGURA 4.3-3. CURVA DE LA DEMANDA ESTIMADA PARA LA ZONA DE POTENCIA "SIN". ..56 
FIGURA 4.3-4. CURVA DE LA DEMANDA ESTIMADA PARA LA ZONA DE POTENCIA "BCA". 57 
FIGURA 4.3-5. CURVA DE LA DEMANDA ESTIMADA PARA LA ZONA DE POTENCIA "BCS". .58 
FIGURA 4.4-1 CURVA DE DEMANDA [1]. .............................................................................................63 
FIGURA 4.4-2. CURVA DE VENTA [10]. .................................................................................................64 
FIGURA 4.4-3. CURVA DE LA DEMANDA PARA LA ZONA DE POTENCIA "SIN". ........................65 
FIGURA 4.4-4. CURVA DE LA DEMANDA PARA LA ZONA DE POTENCIA "BCA". ......................66 
FIGURA 4.4-5. CURVA DE LA DEMANDA PARA LA ZONA DE POTENCIA "BCS". .......................67 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Página | III 
 
ÍNDICE DE TABLAS. 
TABLA 3.3-1. CANTIDAD DE “NODOSP” CONSIDERADOS PARA CADA ZONA DE POTENCIA [4].
 ...............................................................................................................................................................27 
TABLA 3.4-1. IDENTIFICACIÓN DE LOS DÍAS EN QUE SE PRESENTÓ LA PRIMERA HORA 
CRÍTICA Y LA ÚLTIMA HORACRÍTICA EL AÑO DE PRODUCCIÓN 2016 PARA LA CUARTA 
LIQUIDACIÓN. ...................................................................................................................................32 
TABLA 3.4-2. CONSUMO TOTAL DE LAS 100 HORAS CRÍTICAS IDENTIFICADAS PARA CADA 
ZONA DE POTENCIA. ........................................................................................................................36 
TABLA 3.5-1. DISPONIBILIDAD DE PRODUCCIÓN FÍSICA DE LOS PARTICIPANTES DEL 
MERCADO PARA CADA ZONA DE POTENCIA [9]. .....................................................................38 
TABLA 3.5-2. DISPONIBILIDAD DE ENTREGA FÍSICA DE LOS PARTICIPANTES DEL MERCADO 
PARA CADA ZONA DE POTENCIA [9]. ..........................................................................................39 
TABLA 3.5-3. CAPACIDAD INSTALADA DE LOS PARTICIPANTES DEL MERCADO EN CADA 
ZONA DE POTENCIA [9]. ..................................................................................................................40 
TABLA 3.5-4. CAPACIDAD ENTREGADA PARA CADA ZONA DE POTENCIA [9]. .........................41 
TABLA 3.5-5. POTENCIA ANUAL ACREDITADA PARA CADA ZONA DE POTENCIA [9]. ............42 
TABLA 3.6-1.VALORES INDICATIVOS DE RESERVAS DE PLANEACIÓN [11]. ..............................43 
TABLA 3.6-2. REQUISITO DE POTENCIA PARA CADA ZONA DE POTENCIA. ...............................44 
TABLA 3.7-1. VALOR DE REQUISITO DE ANUAL DE POTENCIA EFICIENTE PARA CADA ZONA 
DE POTENCIA. ....................................................................................................................................45 
TABLA 4.2-1. CAPACIDAD INSTALADA POR TIPO DE TECNOLOGÍA EN EL SISTEMA 
ELÉCTRICO NACIONAL [7]. ............................................................................................................47 
TABLA 4.2-2. CLASIFICACIÓN DE LAS CENTRALESGENERADORAS [12]. ..................................49 
TABLA 4.2-3. NODOP DE CONEXIÓN DE LA TECNOLOGÍA DE GENERACIÓN DE REFERENCIA 
[12]. .......................................................................................................................................................50 
 
 
Página | IV 
 
TABLA 4.2-4. TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN DE REFERENCIA DE POTENCIA PARA CADA 
ZONA DE POTENCIA [12]. ................................................................................................................50 
TABLA 4.3-1. OFERTAS ESTIMADAS PARA VENTA DE POTENCIA PARA CADA ZONA DE 
POTENCIA. ..........................................................................................................................................51 
TABLA 4.3-2.OFERTAS ESTIMADAS PARA COMPRA DE POTENCIA PARA CADA ZONA DE 
POTENCIA. ..........................................................................................................................................52 
TABLA 4.4-1. OBLIGACIÓN NETA DE POTENCIA PARA CADA ZONA DE POTENCIA. ...............60 
TABLA 4.4-2. OFERTA DE NETA DE POTENCIA PARA CADA ZONA DE POTENCIA. ..................61 
TABLA 5.2-1. PRECIOS DE CIERRE DE POTENCIA PARA CADA ZONA DE POTENCIA. ..............69 
TABLA 5.2-2. PRECIOS DE POTENCIA PARA CADA ZONA DE POTENCIA. ...................................70 
TABLA 5.3-1. MONTO TOTAL A LIQUIDARSE POR POTENCIA PARA CADA ZONA DE 
POTENCIA. ..........................................................................................................................................71 
TABLA 5.4-1. COMPARATIVA DE LOS MONTOS TOTALES A LIQUIDARSE POR POTENCIA 
PARA CADA ZONA DE POTENCIA. ................................................................................................72 
TABLA 5.4-2. DIFERENCIAS DE LA LIQUIDACIONES EN LAS ZONAS DE POTENCIA. ...............72 
TABLA A-1. HORAS CRÍTICAS DE LA ZONA DE POTENCIA “SIN”. .................................................76 
TABLA A-2. HORAS CRÍTICAS DE LA ZONA DE POTENCIA “BCA”. ...............................................78 
TABLA A-3. HORAS CRÍTICAS DE LA ZONA DE POTENCIA “BCS”.................................................80 
TABLA B-1. ZONA DE POTENCIA "SIN", AÑO DE PRODUCCIÓN 2016, CUARTA LIQUIDACIÓN.
 ...............................................................................................................................................................82 
TABLA B-2. ZONA DE POTENCIA "BCA", AÑO DE PRODUCCIÓN 2016, CUARTA LIQUIDACIÓN.
 ...............................................................................................................................................................93 
TABLA B-3. ZONA DE POTENCIA "BCS", AÑO DE PRODUCCIÓN 2016, CUARTA LIQUIDACIÓN.
 ...............................................................................................................................................................94 
 
 
 
 
 
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Con especial dedicatoria a… 
 
… Dios por guiarme por el camino del bien, darme la fuerza para seguir adelante ante 
todas las adversidades sin perder la dignidad ni desfallecer en el intento. 
 
… mis padres, por todo apoyo que me brindaron incondicionalmente tanto en la parte 
moral y económica para llegar a ser un profesional de la patria, gracias por formarme 
como persona. 
 
… mi hermano, por todo el apoyo en las buenas y las malas, sé que serás un buen 
ingeniero. 
 
… a todos mis amigos que siempre me han acompañado en los momentos en que más 
los he necesitado. 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Agradecimientos 
Primeramente, agradezco al Instituto Politécnico Nacional, a la Escuela Superior de Ingeniería 
Mecánica y Eléctrica y al Centro de Estudios Científicos y Tecnológicos No. 1 por haberme dado la 
oportunidad de estudiar mi carrera. 
Agradezco a mi Asesor de Tesis Dr. David Sebastián Baltazar por haberme brindado la oportunidad 
de recurrir a su capacidad y conocimiento, por haberme guiado durante el desarrollo de esta tesis y 
principalmente por su paciencia y apoyo en todo momento. 
Agradezco también al Jefe de Departamento de Subastas de Mediano Plazo y Mercado para el 
Balance de Potencia M. en C. Sergio Luna Quiroz, por sus valiosas asesorías que sirvieron de 
mucho para la finalización de esta tesis. 
Agradezco a los honorables miembros del jurado Dr. David Sebastián Baltazar, M. en C. Sergio 
Baruch Barragán Gómez, M. en C. María Concepción Ortiz Villanueva, M. en C. Yoram Astudillo 
Baza y Lic. Marina Blanca Feregrino Leyva por sus correcciones y recomendaciones para lograr 
que este trabajo mejorara en harás de contar con un trabajo de calidad para estudios posteriores. 
Un infinito agradecimiento a todos los profesores que me apoyaron con sus valiosas clases durante 
mi formación desde C.E.C. y T. 1 hasta la E.S.I.M.E., sin ustedes no estaría aquí. 
Agradezco a mi familia, principalmente a mi padre Luis González, a mi madre Araceli Guzmán y mi 
hermano Luis Ángel, saben que los amo y sin su apoyo moral esto un hubiese sido posible. 
Agradezco a todos mis amigos con los que conté desde el inicio de esta travesía en la E.S.I.M.E., 
Gamaliel, Omar Brandon, Jenny, Erika, Néstor David, Xóchitl, Luis Daniel, Carlos Alberto, 
Armando, Miroslava, Dafne, Cristopher, Mauro, Memo, David, Uriel, Cesar, Iván, Charly, 
Eduardo, Ricardo, Nacho, Luis Ángel siempre los llevaré en el corazón. 
Agradezco a todos mis amigos con los que conté desde el inicio de esta travesía en el C.E.C. y T. 1, 
María Fernanda y Manuel Adrián siempre los llevaré en el corazón. 
Agradezco a mis amigos más cercanos y compañeros coleccionistas de boletos del Metro, Jenaro, 
María, Arya, Luis, Lalo, Aldo, Leticia, Saúl y Ariel por el gran apoyo moral. 
 
 
 
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GLOSARIO DE TÉRMINOS 
Año de Producción: El año para el cual se calculan las cantidades de Potencia, tomando 
en cuenta que el Mercado para el Balance de Potencia será operado para cada Año de 
Producción una vez que el mismo haya concluido [1]. 
Cantidad de Potencia Adquirida: La cantidad total de Potencia adquirida por el Mercado 
para el Balance de Potencia en cada Zona de Potencia y que corresponde a la cantidad 
calculada de Potencia en el punto de intersección de las curvas de oferta y demanda. 
También corresponde a la cantidad total de Potencia que los Participantes del Mercado 
venderán a través del Mercado para el Balance de Potencia en cada Zona de Potencia 
calculada [1]. 
Capacidad Demandada: El promedio de la cantidad total de potencia que una Entidad 
Responsable de Carga haya requerido del Sistema Eléctrico Nacional en las Horas 
Críticas de un año dado, para suministrar a los Centros de Carga que haya representado 
en el Mercado Eléctrico Mayorista en ese año, el cual se expresará en MW y será 
calculado una vez que haya transcurrido el año [1]. 
Capacidad Entregada: El promedio de la cantidad total de potencia que una Unidad de 
Central Eléctrica efectivamente haya puesto a disposición del Sistema Eléctrico Nacional 
en las Horas Críticas de un año dado, el cual se expresará en MW y será calculado una 
vez que haya transcurrido el año [1]. 
Centro Nacional de Control de Energía: Es un órgano público descentralizado que toma 
la responsabilidad de Operador Independiente del Sistema. Una de sus facultades es que 
debe operar el Mercado Eléctrico Mayorista, en el cual debe de dar las disposiciones para 
plazos limitados diferentes para realizar la compra y la disposición de productos asociados 
(la energía, los certificados de energía limpia, el financiamiento de la transmisión, unir y 
exigir servicios de control). Otra función importante del CENACE es que debe celebrar 
contratos sobre la cobertura de energía para los usuarios que no son la parte del MEM. 
En la operación del Sistema Eléctrica Nacional la transportación y la distribución de 
energía deben ser instruidas por la creación de contratos diversosy debe ser hecha la 
asignación de las leyes financieras de transmisión, de modo que el acceso abierto a la red 
nacional de transmisión y distribución sea garantizado [2]. 
Comisión Federal de Electricidad: Es una empresa productiva del Estado que goza de 
autonomía, aunque su domicilio radica en la Ciudad de México, puede establecer más de 
 
 
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un lugar en el país o en el extranjero de ser conveniente para ésta, sus acciones deben 
ser transparentes y siempre en beneficio del Pueblo de México y para el desarrollo 
nacional. Está obligada a dar acceso abierto a las mismas para garantizar una libre 
competencia con las demás empresas que forman parte del Mercado Eléctrico Mayorista 
[2]. 
Comisión Reguladora de Energía: Una de las funciones principales de la CRE es la 
liberación de las bases del Mercado Eléctrico Mayorista y la supervisión de su operación, 
así como el comisionar el uso de las tarifas para la transmisión de servicios, la distribución 
y la operación de los servicios básicos. Otras funciones son la subvención y la regulación 
de los permisos de generación y contratos de interconexión [2]. 
Demanda Calculada por Balance: La demanda de energía eléctrica calculada para una 
Zona de Potencia en una hora dada, a partir de la energía eléctrica que haya sido 
generada en esa Zona de Potencia en esa hora, descontando el intercambio de energía 
eléctrica que haya salido de esa Zona de Potencia en esa hora y agregando el intercambio 
de energía eléctrica que haya entrado a esa Zona de Potencia en esa hora, más la 
demanda no suministrada y la cantidad despachada de Recursos de Demanda 
Controlable Garantizada, la cual se utiliza para identificar a las Horas Críticas para la Zona 
de Potencia de que se trate, y para otros propósitos como es la realización de pronósticos. 
Se distingue de la Demanda Suministrada Calculada por Balance, que se usa para el 
cálculo de requisitos de reservas operativas y reservas rodantes, entre otros, y en la cual 
no se incluyen la demanda no suministrada o la cantidad despachada de Recursos de 
Demanda Controlable Garantizada [1]. 
Demanda Calculada por Retiros: La demanda de energía eléctrica calculada en una 
hora dada, a partir de la energía eléctrica que haya sido entregada a las Redes Generales 
de Distribución y Centros de Carga en nivel Transmisión en esa hora, equivalente a las 
Compras Físicas de las Entidades Responsables de Carga en el Mercado de Corto Plazo; 
la cual se utiliza para calcular las obligaciones de Potencia de cada Entidad Responsable 
de Carga [1]. 
Disponibilidad de Entrega Física Horaria: La porción de la Capacidad Instalada 
declarada y verificable de un Recurso que, tomando en cuenta la capacidad de transmisión 
y distribución del Sistema Eléctrico Nacional, se considera que puede contribuir a la 
 
 
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capacidad de un sistema interconectado para suministrar demanda en cada una de las 
Horas Críticas de dicho sistema, la cual se medirá en MW [1]. 
Disponibilidad de Producción Física Horaria: La porción de la Capacidad Instalada 
declarada y verificable de un Recurso que haya estado disponible para producir energía 
neta en cada una de las Horas Críticas de la Zona de Potencia en la que se encuentre 
ubicado ese Recurso, la cual se medirá en MW [1]. 
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 [3]. 
Gerencia de Control Regional: Ámbito geográfico al cual pertenece el NodoP. Las 
Gerencias de Control Regional que delimitan la administración del Sistema Eléctrico 
Nacional para el control operativo y la operación del Mercado Eléctrico Mayorista son: Baja 
California, Baja California Sur, Central, Noreste, Noroeste, Norte, Occidental, Oriental, y 
Peninsular [4]. 
Nivel de Tensión: Tensión nominal del NodoP expresado en kV (kiloVolts) [4]. 
NodosP: Un NodoP o nodo de fijación de precios corresponde a uno o varios nodos de 
conectividad de la red, donde se modela la inyección o retiro físicos de energía y para el 
cual un Precio Marginal Local se determina para las liquidaciones financieras en el 
Mercado Eléctrico Mayorista [4]. 
Obligación Neta de Potencia: La cantidad de Potencia (expresada en MW-año) que cada 
Participante del Mercado estará obligado a adquirir a través del Mercado para el Balance 
de Potencia para cada Zona de Potencia [1]. 
Oferta de Compra de Potencia: La cantidad de Potencia (expresada en MW-año) que 
cada Participante del Mercado ofrece comprar a través del Mercado para el Balance de 
Potencia para cada Zona de Potencia, cuando esa oferta no es excluida del Mercado para 
el Balance de Potencia por insuficiencia en su Monto Garantizado de Pago [1]. 
Oferta de Venta de Potencia: La cantidad de Potencia (expresada en MW-año) que cada 
Participante del Mercado ofrece vender a través del Mercado para el Balance de Potencia 
para cada Zona de Potencia [1]. 
Porcentaje Zonal del Requisito de Capacidad Entregada: Porcentaje que establece 
para cada año, qué parte del Requerimiento de Potencia asociada a los Centros de Carga 
 
 
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ubicados en una Zona de Potencia debe cumplirse con la Potencia acreditada a los 
Recursos ubicados en esa Zona de Potencia [1]. 
Potencia: Cuando se utilice con “p” minúscula se refiere a la tasa de producción de 
energía en un momento dado o la capacidad para sostener dicha tasa de producción y se 
expresa en MW; se distingue de la Potencia (con “P” mayúscula) que es un producto 
comercial que se compra y vende; y que se expresa en MW-año [1]. 
Potencia Eficiente: La cantidad de Potencia (expresada en MW-año) que sea adquirida 
por el Mercado para el Balance de Potencia en exceso de la Potencia que se requiera 
para cumplir con los Requisitos Anuales de Potencia para la Zona de Potencia de que se 
trate, la cual será asignada a las Entidades Responsables de Carga en proporción a su 
Requisito Anual de Potencia y el costo de adquisición correspondiente será cubierto a 
través del Cargo para el Aseguramiento de la Potencia [1]. 
Precio de Cierre de Potencia: Precio de equilibrio de la Potencia determinado por el 
punto de intersección entre la curva de oferta y la curva de demanda calculada para cada 
Zona de Potencia [1]. 
Precio de Cierre de Potencia Estimado: El precio de equilibrio de la Potencia 
determinado por el punto de intersección entre la curva de oferta y la curva de demanda 
estimada para el Mercado para el Balance de Potencia para cada Zona de Potencia, 
suponiendo que el Monto Garantizado de Pago de los Participantes del Mercado será 
suficiente para garantizar su Obligación Neta de Potencia [1]. 
Precio Máximo de Potencia: El precio máximo que podrá tener la Potencia calculado 
para cada Zona de Potencia a partir del Precio de Cierre de Potencia Estimado y 
descontando los Ingresos del Mercado de Energía para la Tecnología de Generación de 
Referencia [1]. 
Precio Neto de Potencia: Precio final de la Potencia calculado para cada Zona de 
Potencia a partir del Precio de Cierre de Potencia y descontando los Ingresos del Mercado 
de Energía para la Tecnología de Generación de Referencia [1]. 
Recurso: Unidad de Central Eléctrica o Recurso de Demanda Controlable [1]. 
Requerimientos de Potencia: El Requisito Anual de Potencia y, cuando resulte aplicable, 
el Requisito Contractual de Potencia [1]. 
Requisito Anual de Potencia: La cantidad total de Potencia (expresada en MW-año) que 
cada Entidad Responsable de Carga tendrá la obligación de adquirir en función de su 
 
 
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Capacidad Demanda y considerando la Reserva de Planeación Mínima, la cual será 
calculada y notificada [1]. 
Requisito Contractual de Potencia: La cantidad totalde Potencia que cada 
Suministrador tendrá la obligación de adquirir a lo largo de un periodo futuro a través de 
Contratos de Cobertura Eléctrica en los términos que defina la CRE [1]. 
Secretaría de Energía: Es la organización responsable para establecer las reglas de 
iniciación de la operación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), también hace los 
contratos diplomáticos de energía del país y la planificación del SEN, una de sus funciones 
principales es la de coordinar la ejecución de la operación del MEM encargando para ello 
al Centro Nacional de Control de Energía (CENACE). Ellos deben coordinar y supervisar 
la transformación de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) en una empresa 
productiva del estado [2]. 
Sistema: Sistema Interconectado al cual pertenece el NodoP [3]. 
Sistema Eléctrico Nacional: Todas las interconexiones contenidas en la República 
Mexicana conformadas por el “Sistema Interconectado Nacional”, el “Sistema 
Interconectado de Baja California”, el “Sistema Interconectado de Baja California Sur” y el 
“Sistema Interconectado Mulegé” [3]. 
Tecnología de Generación de Referencia: Es la fuente marginal de nueva Potencia que 
se toma de una muestra razonable de tecnologías de generación cuyas características 
permitan su instalación y operación en la mayor parte de la Zona de Potencia 
correspondiente y que sea replicable a escala comercial, que minimiza los costos netos 
de generación y potencia en el largo plazo para esa Zona de Potencia considerando un 
factor de planta de 100/8,760 [1]. 
Transacciones Bilaterales de Potencia: Son operaciones mediante las cuales el Emisor 
transfiere al Adquiriente la titularidad y asume las obligaciones asociadas con una cantidad 
determinada de Potencia en una Zona de Potencia determinada dentro de un mismo 
Sistema Interconectado [3].
 
 
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CAPÍTULO I: INTRODUCCIÓN. 
1.1 INTRODUCCIÓN. 
EL estudio del Mercado para el Balance de Potencia es de gran importancia, ya que este 
determina el cómo se les deberá pagar a las empresas que aportaron potencia al Sistema 
Eléctrico Nacional ante las insuficiencias presentadas en el Mercado de Energía 
protegiendo a los usuarios de las interrupciones de suministro eléctrico y ante fallas 
imprevistas. 
Para este trabajo se analizó el comportamiento del Mercado para el Balance de Potencia 
considerando una ejecución para realizar una cuarta liquidación o también conocida como 
reliquidación final conforme a lo establecido en las Bases del Mercado Eléctrico Mayorista 
y el Manual del Mercado para el Balance de Potencia y tomando datos Presubasta de 
Mediano Plazo año 2016 como los datos ajustados para la reliquidación final. 
Este Mercado es evaluado de forma anual y ex post por el Centro Nacional de Control de 
Energía (CENACE) esta característica de ejecución se ajusta perfecto los objetivos de 
este trabajo que principalmente es establecer las señales de precio para una reliquidación 
final y observar la tendencia que presentan dichas señales. 
A pesar de que la Asignación de Unidades de Generación cambian para una nueva 
liquidación se tomaron los datos existentes como los datos ajustados para fines de estudio 
a su vez en los datos Presubasta de Mediano Plazo año 2016 se ve una reducción 
considerable, por otro lado la Tecnología de Generación de Referencia se tomó como 
base aquellos puntos donde el costo del combustible a utilizarse, de acuerdo a lo publicado 
por la SENER, presentando el menor precio promedio histórico del año 2000 al 2015, así 
como proyecciones al año 2018. 
Esta nueva liquidación del Mercado se ejecutó para tres de los cuatro sistemas 
interconectados en los que se divide el Sistema Eléctrico Nacional: el Sistema 
Interconectado Nacional, el Sistema de Baja California y el Sistema de Baja California Sur, 
excluyendo al Sistema de Mulegé por falta de información, obteniendo señales de precio 
que corresponden a la suficiencia de capacidad, las tecnologías que se emplean para la 
generación de energía propia de cada zona. 
 
 
 
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1.2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA. 
El Mercado Eléctrico Mayorista, implemento el Mercado para el Balance de Potencia con 
el propósito de desarrollar nuevas capacidades del Sistema Eléctrico Nacional y así 
atender las demandas máximas de energía, es de dominio público que se cuenta con 
diferentes formas de generación de energía a lo largo del país, sin embargo es necesario 
establecer las señales de precio para que las diferentes entidades de potencia puedan 
negociar bilateralmente con la Secretaria de Energía la compra-venta de potencia, para 
responder a las condiciones de escasez o superávit de capacidad de generación en el 
Sistema Eléctrico Nacional en cada Zona de Potencia. En este Mercado para el Balance 
de Potencia solo se considera una única liquidación, y las reliquidaciones se realizan 
después de llevar a cabo ajustes en las mediciones de Potencia y para los casos donde 
aplica, esto cambia los costos tal vez de manera significativa. 
 
1.3 OBJETIVO GENERAL. 
Estudiar, realizar y analizar la aplicación del Mercado para el Balance de Potencia en el 
Sistema Eléctrico Nacional, realizando una cuarta liquidación con los ajustes realizados a 
las mediciones de Potencia. 
 
1.3.1 OBJETIVOS ESPECÍFICOS. 
 
 Identificar las Horas Críticas para cada Zona de Potencia con los datos pre-subasta 
publicados en 2017 para el Año de Producción 2016. 
 Establecer señales de precio que responden a las condiciones de escasez o 
superávit de capacidad de generación en el Sistema Eléctrico Nacional en una 
cuarta liquidación. 
 Analizar la realización y liquidación del Mercado para el Balance de Potencia 
cuando se contempla una cuarta liquidación. 
 Realizar un análisis comparativo entre la liquidación ordinaría del Mercado para el 
Balance de Potencia y una cuarta liquidación. 
 
 
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1.4 JUSTIFICACIÓN. 
Las reformas energéticas aprobadas en el país en 2013 proponen, entre otras acciones, 
el incentivar el desarrollo de nueva capacidad de generación en la medida en que se 
requiera para que el Sistema Eléctrico Nacional pueda satisfacer la Demanda Eléctrica de 
los usuarios finales, bajo condiciones de suficiencia y seguridad de despacho conforme a 
la política de confiabilidad que establezca la Secretaría de Energía y los criterios de 
confiabilidad que emita la Comisión Reguladora de Energía. 
Como parte de las reformas, se da apertura al Mercado para el Balance de Potencia, que 
consiste en facilitar a los participantes del Mercado tanto la compra como la venta de 
Potencia y establecer su precio, durante las Horas Críticas del sistema en un periodo de 
un año de operación del Mercado. 
En la operación del Mercado para el Balance de Potencia sólo se realiza una única 
liquidación con los primeros datos obtenidos del Año de Producción para el cual se opera, 
pero esto puede ser llevado a liquidaciones, una vez que se hayan realizado los ajustes 
de medición de manera exacta llamado “reliquidaciones”, que podría arrojar precios más 
competitivos que se tengan que liquidar. 
Se toma una cuarta liquidación ya que se considera que se tienen los ajustes más 
aproximados a lo que realmente se consumió, tomando en cuenta las pérdidas del 
sistema, indisposiciones de la red, estados de las líneas de transmisión, sólo por 
mencionar algunos. 
 
1.5 ALCANCES DEL TRABAJO. 
En el presente trabajo se describen las consideraciones generales y particulares para 
realizar las estimaciones de escases y superávit de Potencia, a través de la aplicación del 
Mercado para el Balance de Potencia, se muestran los cálculos que deben realizarse 
tomando en cuenta que se hicieron ajustes a las demandas anuales de potencia por 
tratarse de la aplicación a una reliquidación final o también llamada cuarta liquidación. 
 
 
 
 
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1.6 LIMITANTES DEL TRABAJO. 
Para la realizaciónde este trabajo se tuvieron que tomar los valores de Potencia Anual 
Acreditada que se acreditó en el Año Producción 2016 para la liquidación regular estos 
mismos se tomaran para la realización de la cuarta liquidación, ya que no se dispone con 
estos datos y porque al realizarse ajustes por concepto de reliquidación cambian, sin 
embargo, estos datos solo le competen a las Entidades Responsables de Carga 
(Participantes del Mercado). 
Las Capacidades Demandadas se tuvieron que ajustar, mediante el promedio de 
Demanda identificada en las 100 Horas Críticas, estos datos son solo de conocimiento de 
las Entidades Responsables de Carga (Participantes del Mercado). 
En cuanto a la Tecnología de Generación de Referencia se tomó la misma que se reportó 
para el Año de Producción 2016, ya que esta no cambia por ajustes de Potencia Demanda 
en las Zonas de Potencia. 
1.7 ESTRUCTURA DE LA TESIS. 
En el capítulo 1 se presenta la introducción, planteamiento del problema, objetivos a 
cumplir, la justificación de la tesis, así como los alcances y limitantes que se presentaron 
en el desarrollo de esta tesis. 
En el capítulo 2 se describe los antecedentes del Sistema Eléctrico Nacional, el cómo está 
conformado el Mercado Eléctrico Mayorista mexicano haciendo especial enfoque en el 
Mercado para el Balance de Potencia, las liquidaciones y reliquidaciones. 
En el capítulo 3 se detallan los datos informativos y estadísticos necesarios para comenzar 
con la aplicación del Mercado para el Balance de Potencia para la realización de una 
reliquidación final. 
En el capítulo 4 se calculan las Curvas de Oferta y Demanda de Potencia para cada una 
de las Zonas de Potencia, se selecciona una Tecnología de Generación Marginal cuyas 
características permitan su instalación y operación en la mayor parte de la Zona de 
Potencia correspondiente y que sea replicable a escala comercial, además que minimiza 
los costos netos de generación y potencia con la cual se determinará el precio de Potencia. 
 
 
 
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En el capítulo 5 se analizan los resultados obtenidos de los cierres de mercado 
considerando y sin considerar las Transacciones Bilaterales de Potencia, teniendo en 
cuenta los ingresos del Mercado de Energía para la Tecnología de Generación de 
Referencia. 
En el capítulo 6 se presentan las conclusiones a las que se llegaron de los cierres de 
mercado para cada Zona de Potencia para la cuarta reliquidación. 
En el Anexo A se presentan el registro de las 100 Horas Críticas presentadas en cada una 
de las Zonas de Potencia en el Año de Producción 2016 para la cuarta reliquidación 
En el Anexo B se presenta la memoria de cálculo para la estimación de la curva de oferta 
y demanda de potencia del Mercado para Balance de Potencia en el Sistema Eléctrico 
Nacional. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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CAPÍTULO II: EL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA MEXICANO Y EL 
MERCADO PARA EL BALANCE DE POTENCIA. 
 
2.1 INTRODUCCIÓN. 
A lo largo de este capítulo se presentan los antecedentes del Sistema Eléctrica Nacional, 
los motivos de la creación para México del Mercado Eléctrico Mayorista, el cual se 
compone de 5 mercados; Mercado de Energía de Corto Plazo, Mercado para el Balance 
de Potencia, Mercado de Certificados de Energías Limpias, Subastas de Derechos 
Financieros de Transmisión, Subastas De Corto y Mediano Plazo. 
Este trabajo se centra con mayor interés en el comportamiento y evaluación del Mercado 
para el Balance de Potencia. 
 
2.2 ANTECEDENTES DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL. 
El Sistema Eléctrico Nacional tiene sus principios en la época Porfiriana, en 1879 en León, 
Guanajuato, se instaló la primera planta termoeléctrica del país, en una fábrica textil. 
Posteriormente en 1881 comienza a instalarse alumbrado eléctrico público en la Ciudad 
de México [5]. 
En 1889 se instala la primera hidroeléctrica de 22.38 kW en Batopilas, Chihuahua y para 
1902 nacería la Mexican Light and Power Co. LTD y subsidiarias que también instalaron 
en Necaxa otra hidroeléctrica de 31,500 kW, más tarde sería la Compañía Mexicana de 
Luz y Fuerza Motriz y con el tiempo pasará a ser la extinta Luz y Fuerza [5]. 
Para 1928 ya se tenían tres sistemas interconectados en el país: [5] 
1. Sistema Interconectado Puebla – Veracruz (Puebla, Tlaxcala y Veracruz). 
2. Sistema Interconectado Guanajuato (Michoacán, Querétaro, San Luis Potosí, 
Jalisco y Guanajuato). 
3. Sistema Interconectado Torreón – Chihuahua (Coahuila, Durango y Chihuahua). 
El 2 de diciembre de 1933 el Presidente Gral. Abelardo L. Rodríguez presentó al congreso 
la iniciativa para la creación de la Comisión Federal de Electricidad. En esa época menos 
 
 
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de la mitad de los habitantes del país contaba con energía eléctrica. Se contaban con casi 
30 niveles de tensión diferentes de distribución y dos frecuencias diferentes (50 Hz. y 60 
Hz.) [5]. 
El 14 de agosto de 1934, siendo ya presidente el Gral. Lázaro Cárdenas promulgó la ley 
de creación de la Comisión Federal de Electricidad con un presupuesto inicial de $50,000 
pesos y 15 personas teniendo como primer proyecto importante la creación de la planta 
de Ixtapantongo también inició la realización de electrificación rural, lo que no era negocio 
para las compañías privadas [5]. 
En la Figura 2.2-1 se observa la constitución del Sistemas Eléctrico Nacional que para 
1960 se encontraban en construcción 20 plantas, con capacidad total de 1, 900,000 kW. 
El 27 de septiembre de 1960, se adquiere el 90% de las acciones de la C.M.L. y F.M. y de 
otras compañías extranjeras, contando finalmente con una capacidad instalada en el 
Sector Eléctrico Nacional era de 2,308 MW y aumentaría para 1975 eran 9,830 MW [5]. 
 
Figura 2.2-1.Composición del Sistema Eléctrico Nacional en 1960 (Principales Sistemas 
Eléctricos Interconectados Aislados) [5]. 
En 1962 se tenían 2,449,583 consumidores, y ya se tenía en operación líneas de 
transmisión en 115 kV y de 161 kV y para mediados de los años sesenta se construye el 
primer enlace de 400 kV, para la planta de Infiernillo [5]. 
 
 
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En 1962 se crea la Oficina Nacional de Operación de Sistemas para el control de la 
Energía, en el año de 1973 se convierte en el Despacho Nacional de Carga y para 1977 
cambia su nombre a Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), el Centro Nacional 
de Control de Energía es actualmente el Operador Independiente del Sistema, por sus 
siglas en inglés ISO y sirve como monitor del Sistema Interconectado para la Comisión 
Reguladora de Energía (CRE) y para la Secretaría de Energía (SENER) [5]. 
En 1967 se terminan los estudios para la unificación de frecuencias (50 Hz. en el centro 
del país y 60 Hz. en el resto), se inició en 1973 y se termina en 1976 [5]. 
En 1976 se decreta a Cía. de Luz y Fuerza del Centro en Liquidación y hasta cerca del 
año 2000 se decretó la constitución de Luz y Fuerza [5]. 
La CFE generó hasta diciembre de 2005 el 99% de la Energía Eléctrica del Servicio 
Público Nacional y suministra el Servicio Público de Electricidad al 95% de la población 
Nacional. Atendiendo una tasa media de variación anual de las ventas totales de 4.58% 
en el período 1991-2004, con un crecimiento hasta diciembre de 2005 de 4.26% con 
respecto a diciembre de 2004. El número de usuarios atendidos registra una tasa media 
de variación anual de 4.30% para el período 1991-2004, obteniendo hasta diciembre de 
2005 el 4.33% de crecimiento respecto a diciembre de 2004 [5]. 
El 10 de octubre del 2009, el Presidente Felipe Calderón, decretó la extinción y liquidación 
de "Luz y Fuerza del Centro" a partir del primer minuto del día 11 de Octubre, bajo 
argumentos contrastados con los buenos resultados de la Comisión Federal de 
Electricidad, en que los recursos recibidos por Luz y Fuerza son cada vez más onerosos 
sin que se refleje una mejora en la calidad del servicio, concostos cada vez más elevados 
[6]. 
El 13 de octubre de 2009, la Secretaría de Energía confirma que la Comisión Federal de 
Electricidad se hace cargo de las operaciones tales como generar, suministrar y 
comercializar la energía eléctrica en la zona centro del país que abarca Hidalgo, Puebla, 
Morelos, Estado de México y el Distrito Federal [6]. 
El día 20 de diciembre de 2013 es anunciada por el Poder Ejecutivo de la Nación la 
Reforma Energética en México, dicha reforma hace modificaciones en los artículos 25, 27 
y 28. Para evitar la creación y proliferación de monopolios y teniendo en cuenta los errores 
 
 
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cometidos en el pasado, se cuenta con dos autoridades: la Secretaría de Energía y la 
Comisión Reguladora de Energía, estas a su vez cuentan con un monitor: el Centro 
Nacional de Control de Energía que será el encargado de operar el nuevo mercado 
eléctrico y la red troncal de transmisión y distribución [2]. 
 
2.3 ORIGEN DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA EN MÉXICO. 
Derivado de las reformas constitucionales en materia energéticas presentadas en 2013 
por el Poder Ejecutivo de la Nación y aprobada por el Senado de la República y la Cámara 
de Diputados para posteriormente ser declarada constitucional y publicada en El Diario 
Oficial de la Federación promueve el desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional basado en 
principios técnicos y económicos, bajo la conducción y regulación del estado. 
Se plantea también mejorar los costos de la energía eléctrica por medio de la participación 
de la industria privada, sin que el estado pierda el control de la transmisión y distribución 
de la energía por lo que se separa el Centro Nacional de Control de Energía de la Comisión 
Federal de Electricidad, dejándole para única y exclusivamente generación, 
modernización y operación (transmisión y comercialización de energía eléctrica) de sus 
centros de operaciones, convirtiéndola en una empresa productiva del estado. 
Teniendo en cuenta lo anteriormente mencionado, en que el estado tendrá el control de la 
transmisión y distribución de la energía eléctrica, se da apertura a la iniciativa privada a la 
participación en diferentes mercados eléctricos que emitirá y operará la Secretaria de 
Energía por medio del CENACE bajo los criterios de confiabilidad emitidos por la Comisión 
Reguladora de Energía. 
De ésta forma se incentiva la ampliación de la capacidad del Sistema Eléctrico Nacional 
que se muestra en la Figura 2.3-1 para tener una operación en condiciones de eficiencia, 
calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad. 
 
 
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Figura 2.3-1. Red Troncal del Sistema Eléctrico Nacional [7].
 
 
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Para lograr el objetivo de suministrar a todos los usuarios de energía eléctrica, se pusieron 
en operación los mercados eléctricos que se muestran en la Figura 2.3-2. 
 
Figura 2.3-2. Composición del Mercado Eléctrico Mayorista [3]. 
2.3.1 MERCADO DE ENERGÍA DE CORTO PLAZO. 
En el Mercado de Energía de Corto Plazo se realizan transacciones de compraventa de 
energía y Servicios Conexos basados en Precios Marginales Locales de energía y precios 
zonales de Servicios Conexos. 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 e incluye la representación de pérdidas [3]. 
2.3.2 MERCADO PARA EL BALANCE DE POTENCIA. 
El Mercado para el Balance de Potencia tiene como objetivo principal establecer las 
señales de precio que responden a las condiciones de escasez o superávit de la capacidad 
de generación para el Sistema Eléctrico Nacional, para que en consecuencia se incentive 
una nueva capacidad de generación en la medida que se requiera para satisfacer la 
demanda requerida por los usuarios finales y será operado por el CENACE anualmente 
de manera ex-post, es decir, cuando haya concluido el Año de Producción, el año para el 
cual se calcule tanto la Potencia Anual Acreditada de cada Participante del Mercado como 
el Requisito Anual de Potencia de cada Entidad Responsable de Carga [3]. 
 
 
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Las transacciones que tengan lugar a través del Mercado para el Balance de Potencia se 
referirán exclusivamente a la Potencia que haya sido acreditada y que forme parte de los 
requisitos de Potencia para el Año de Producción [3]. 
2.3.2.1 CONCEPTOS BÁSICOS DEL MERCADO PARA EL BALANCE DE POTENCIA. 
Para el estudio y evaluación del Mercado para el Balance de Potencia es necesario contar 
con datos muy específicos, algunos datos están disponibles única y exclusivamente el 
Centro Nacional de Control de Energía como lo es la Acreditación de Potencia, los 
Requisitos de Potencia y Transacciones de Potencia entre los participantes del Mercado, 
en el caso de las Horas Críticas también las determina el CENACE o para ciertos estudios 
de Años de Producción también podrán ser identificadas por un Monitor Independiente del 
Mercado o por otro interesado en el Mercado. 
2.3.2.1.1 ACREDITACIÓN DE POTENCIA [1]. 
Se dará por medio de la identificación de la cantidad de potencia que cada Recurso haya 
puesto a disposición en las diversas Zonas de Potencia durante el Año de Producción en 
las Cien Horas en las Zonas de Potencia que requirieron la potencia mencionada. 
Al promedio de esta Potencia se le considerará como Capacidad Entregada por cada 
recurso en las Zonas de Potencia en el Año de Producción. 
La cantidad de Potencia aportada por un Recurso en el Año de Producción acreditará a 
ese Recurso para la Zona de Potencia y Años de Producción correspondiente. 
Por medio de la Acreditación de la Potencia Anual de cada Participante del Mercado 
servirá para que los Participantes puedan cumplir con los requisitos de Potencia para la 
Zona de Potencia correspondiente en ese año; también para enajenarla esto con el 
propósito de que otros Participantes también puedan cumplir con sus requisitos de 
Potencia para la misma Zona de Potencia y el mismo año, esto se podrá realizar mediante 
las Transacciones Bilaterales de Potencia o el mismo Mercado para el Balance de 
Potencia. 
La Acreditación de Potencia para los Recursos será sólo para satisfacer los requisitos de 
Potencia en la Zona de Potencia que los contenga, a menos que en esta Zona exista una 
Zona de Potencia Anidada, para este caso el Recurso podrá satisfacer ambos 
requerimientos de Potencia. 
 
 
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2.3.2.1.2 REQUISITOS DE POTENCIA [1]. 
El Requisito Anual de Potencia puede entenderse como la cantidad de Potencia que está 
obligada a adquirir cada Entidad Responsable de Carga (ya sea Suministrador, Usuario 
Calificado Participante del Mercado, Generador de Intermediación, Generador 
considerado como Entidad Responsable de Carga en términos a los Centros de Carga 
que represente en el Mercado Eléctrico Mayorista en atención a los Contratos de 
Interconexión Legados que administre o deban tener el carácter de Usuarios Finales en 
virtud de que consuman energía eléctrica a partir del Sistema Eléctrico Nacional, por 
ejemplo para los servicios propios o Distribuidor considerado como Entidad Responsable 
de Carga en términos de que sean compradores o vendedores netos de Potencia) para el 
año en que haya realizado operaciones en el Mercado Eléctrico Mayorista. 
Este parámetro se calculará tomando en cuenta: La Capacidad de Demanda, Reserva de 
Planeación Mínima y el Porcentaje Zonal del Requisito de Capacidad Entregada. 
Para la realización del cálculo del Requisito Anual de Potencia se tomarán las siguientes 
consideraciones: 
 La Capacidad de Demanda: Se calcula la demanda de energía promedio por la 
suma de las compras para Centros de Carga de la Entidad Responsable de Carga 
(medida en MW) en cada una de las Horas Críticas. 
 Reserva de Planeación Mínima: Es el mínimo de capacidad de generación que se 
requiere para garantizarla confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional de acuerdo 
con los criterios emitidos por la CRE. Se expresa en porcentaje de la demanda 
promedio en Horas Críticas por retiros. 
 Porcentaje Zonal del Requisito de Capacidad Entregada: Es el porcentaje que debe 
cumplirse. 
 Porcentaje que establece para cada año, qué parte del Requerimiento de Potencia 
asociada a los Centros de Carga ubicados en una Zona de Potencia debe cumplirse 
con la Potencia acreditada a los Recursos ubicados en esa Zona de Potencia. 
2.3.2.1.3 TRANSACCIONES DE POTENCIA [1]. 
La Potencia Acreditada se dará para cada Recurso y estará referida para el Año de 
Producción en que se haya puesto a disposición del Sistema Eléctrico Nacional la 
Capacidad Entregada que se haya tomado en cuenta para acreditar esa Potencia. 
 
 
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Por medio de las Transacciones Bilaterales de Potencia se establecerá el precio pactado 
por ambas partes, mientras que las Transacciones realizadas a través del Mercado serán 
establecidas y calculado en los términos del Mercado para el Balance de Potencia. 
En las Transacciones de Potencia no se permitirá al adquiriente el derecho del despacho 
de energía, solamente el adquiriente de la Potencia será el titular de la misma y podrá 
cumplir con los requisitos de Potencia o bien enajenarla para que otros Participantes del 
Mercado puedan cumplir con sus requisitos de Potencia. 
2.3.2.1.4 HORAS CRÍTICAS [1]. 
Se define como Horas Críticas a las 100 horas identificadas en donde se haya tenido una 
mayor demanda de energía durante el Año de Producción en las diferentes Zonas de 
Potencia existentes. 
La identificación se realizará en el año anterior al Año de Producción. En la realización del 
cálculo se considerarán 8760 horas para un Año de Producción no bisiesto y 8764 horas 
para un Año de Producción bisiesto. Se tendrá también que identificar el primer y el último 
día cálculo. 
 Primer día de cálculo: Este será 14 días antes de que se haya presentado la primera 
Hora Crítica en el año anterior al Año de Producción. 
 Último día de cálculo: Este será 14 días después de que se haya presentado la 
última Hora Crítica en el año anterior al Año de Producción. 
2.3.2.2 FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO PARA EL BALANCE DE POTENCIA. 
El funcionamiento del Mercado es único y no puede ser modificable, esto de acuerdo a las 
especificaciones previstas en las bases del Mercado Eléctrico Mayorista y en el Manual 
del Mercado para el Balance de Potencia. 
2.3.2.2.1 ANUAL Y EX-POST [1]. 
El Mercado será operado por el CENACE cada año y de manera ex-post, es decir que 
cuando se haya concluido el Año de Producción, el año para el cual se calcule tanto la 
Potencia Anual Acreditada de cada Participante del Mercado como el Requisito Anual de 
Potencia de cada Entidad Responsable de Carga. Las Transacciones que tengan lugar se 
referirá únicamente para el Año de Producción en curso. 
 
 
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2.3.2.2.2 BALANCE DE POTENCIA [1]. 
El Mercado para el Balance de Potencia permite que las Entidades Responsables de 
Carga cuyas Transacciones Bilaterales de Potencia hayan sido insuficientes para cumplir 
con sus requisitos de Potencia, adquirir la Potencia faltante y a su vez que las Entidades 
que tengan saldo a favor puedan enajenar esa Potencia sobrante. 
La Potencia acreditada en los diversos Años de Producción no podrá ser utilizada para 
cumplir con los requisitos de Potencia de un año diferente. 
Cualquier desbalance deberá ser cubierto y distribuido de manera proporcional entre las 
Entidades Responsables de Carga en los términos que estable el Manual del Mercado 
para el Balance de Potencia. 
2.3.2.2.3 ZONAS DE POTENCIA [1]. 
Las Zonas de Potencia se refieren a un conjunto de nodos interconectados entre ellos. La 
creación y/o eliminación de ellos será propuesto por el CENACE y autorizada por la CRE. 
Para el caso que se manejará se considera al menos una Zona de Potencia para cada 
Sistema Interconectado. 
Sí se interconectarán los Sistemas Eléctricos de Potencia para formar uno solo, se 
considerará a este como una nueva Zona de Potencia a partir del primer Año de 
Producción. 
Para establecer nuevas Zonas de Potencia derivadas de las ya existentes y reconocidas 
por el CENACE se deberá acreditar la demanda local, la capacidad de generación y la 
capacidad de transmisión para cumplir con un requisito para las fuentes de generación en 
esa Zona propuesta. 
Los criterios de evaluación de las Zonas candidatas son los siguientes: 
1. Cumplir con los pronósticos de demanda y capacidad de generación, en dado caso 
de no cumplir, se solicitará a la SENER el desarrollo de un escenario alterno basado 
en las Zonas de Potencia actuales. 
2. Estimar la Capacidad Demandada. 
3. Estimar la Capacidad Entregada. 
 
 
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4. Estimar la capacidad de intercambio de hacia las Zonas de Potencia ajustadas por 
las modificaciones contempladas para el Sistema Eléctrico Nacional. 
5. Sí en la Zona Propuesta, el margen de reserva calculado es igual o menor al 
promedio entre el margen de reserva mínimo y el margen de reserva eficiente, 
entonces se podrá definir otra Zona de Potencia. 
Las Zonas de Potencia creadas se deberán atener a las normativas siguientes: 
a) Cada Zona de Potencia podrá contener en su integridad una o más Zonas de 
Potencia y estar contenida en su integridad en una o más Zonas de Potencia. A la 
Zona de Potencia contenida en una o más Zonas de Potencia se le denominará 
“Zona de Potencia Anidada”. 
b) Ninguna Zona de Potencia podrá estar contenida sólo parcialmente en otra Zona 
de Potencia. 
En la operación del Mercado para el Balance de Potencia serán tomadas en cuenta dichas 
zonas hasta el tercer año de producción siguiente a la notificación de dicha modificación. 
2.3.2.2.4 PREPARACIÓN Y REALIZACIÓN [1]. 
La preparación será para cada Zona de Potencia, se tomará alrededor de un mes y en ella 
se calculará para cada Participante del Mercado la Potencia Anual Acreditada y el 
Requisito Anual de Potencia y se hará del conocimiento de todos los Participantes del 
Mercado la estimación de las curva de oferta y de demanda y el Precio Máximo de 
Potencia, a fin de que los participantes puedan realizar y registrar las Transacciones 
Bilaterales de Potencia que convenga a sus intereses y, en su caso, puedan asegurarse 
de que su Monto Garantizado de Pago sea el suficiente para respaldar las ofertas de 
compra de Potencia que se encuentren obligados a realizar. 
La realización será para cada Zona de Potencia, se llevará a cabo en un solo día o en un 
periodo que no podrá exceder de tres días consecutivos, de forma que dicho mercado se 
opere en un día para cada uno las tres Zonas de Potencia que comprenden el Sistema 
Eléctrico Nacional. En esta etapa, se calculará para cada Participante del Mercado la 
Obligación Neta de Potencia, la Oferta de Compra de Potencia, la Oferta de Venta de 
Potencia y, en su caso, el monto del Cargo para el Aseguramiento de la Potencia que 
deberá cubrir. 
 
 
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2.3.3 MERCADO DE CERTIFICADOS DE ENERGÍAS LIMPIAS. 
El Mercado de Certificados de Energías Limpias que permita a las Entidades 
Responsables de Carga, satisfagan las obligaciones establecidas por la CRE para la 
adquisición de dichos certificados. 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 [3]. 
2.3.4 SUBASTAS DE DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN. 
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, entreun nodo de destino y 
un nodo de origen. 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 [3]. 
2.3.5 SUBASTAS DE CORTO Y MEDIANO PLAZO. 
Se operarán dos tipos de subastas para asignar contratos de mediano y largo plazo [3]: 
2.3.5.1 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. 
2.3.5.2 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. 
 
 
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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. 
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 [3]. 
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 [3]. 
2.4 LIQUIDACIONES. 
Las liquidaciones en el Mercado Eléctrico Mayorista se llevarán a cabo por el CENACE, 
sin perjuicio de que los Participantes del Mercado puedan celebrar Contratos de Cobertura 
Eléctrica y realizar directamente entre ellos las liquidaciones correspondientes [3]. 
2.4.1 LIQUIDACIONES DEL MERCADO PARA EL BALANCE DE POTENCIA. 
Será para cada Zona de Potencia y se llevará a cabo una vez que se haya notificado a los 
Participantes del Mercado, el Precio Neto de Potencia y la cantidad de Potencia que hayan 
vendido o adquirido a través del Mercado para el Balance de Potencia a fin de que puedan 
realizarse los cargos y abonos correspondientes, emitirse los estados de cuenta, las 
facturas correspondientes, la gestión y realización de los pagos [1]. 
2.4.2 LIQUIDACIONES Y RELIQUIDACIONES [3]. 
El proceso de liquidación incluirá re-liquidaciones. Se volverá a realizar el cálculo de todas 
las facturas de cada Día de Operación con base en los datos de medición actualizados, 
errores corregidos y controversias resueltas conforme a la siguiente clasificación: 
1. Re-liquidación inicial. 
2. Re-liquidación intermedia. 
3. Re-liquidación final. 
La publicación de los estados de cuenta se clasifica de la siguiente manera: 
1. Estado de cuenta inicial (O+7D): 7 días naturales posteriores al Día de Operación. 
 
 
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2. Estado de cuenta re-liquidación inicial (O+49D): 49 días naturales posteriores al 
Día de Operación. 
3. Estado de cuenta re-liquidación intermedia (O+105D): 105 días naturales 
posteriores al Día de Operación. 
4. Estado de cuenta re-liquidación final (O+210D): 210 días naturales posteriores al 
Día de Operación. 
Las re-liquidaciones darán lugar a un cobro o pago por el monto de la diferencia entre la 
liquidación original y la re-liquidación. Este proceso dará lugar a la emisión de notas de 
crédito o notas de débito tanto del Centro Nacional de Control de Energía como del 
Participante del Mercado, dependiendo de quién haya emitido la factura y si la diferencia 
es a favor o en contra. Es decir, el Centro Nacional de Control de Energía emitirá notas 
de débito de las facturas que haya emitido, cuando el importe de la re-liquidación debe ser 
pagado por el Participante del Mercado y emitirá notas de crédito cuando dicho importe 
deba ser cobrado por el Participante del Mercado. De la misma manera, el Participante 
del Mercado emitirá notas de crédito o notas de débito cuando haya sido quien emitió la 
factura. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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CAPÍTULO III: DISPOSICIONES GENERALES PARA EL SISTEMA 
ELÉCTRICO NACIONAL. 
 
3.1 INTRODUCCIÓN. 
En este capítulo se detallan los datos informativos y estadísticos necesarios para 
comenzar con la aplicación del Mercado para el Balance de Potencia para la realización 
de una reliquidación final, emitidos por el Centro Nacional de Control de La Energía, bajo 
las políticas de confiabilidad emitidas por la Secretaria de Energía y la Comisión 
Reguladora de Energía. 
3.2 IMPORTANCIA DEL BALANCE DE POTENCIA. 
Durante las horas del día durante todo el año se cuenta con múltiples variaciones tanto en 
la generación de energía como en la demanda de esta energía, arrojando gráficas con 
singulares particularidades, siendo obvio que en las Zonas de Potencia en donde se lleva 
la aplicación del Mercado para el Balance de Potencia se tendrán diferentes 
comportamientos del consumo y generación de energía. 
Tomando en cuenta, los diversos acontecimientos como desastres naturales, 
indisposiciones de generación, o eventos sociales modificaran considerablemente estas 
gráficas y esto sin dejar de considerar que las estaciones del tiempo también modifican 
los consumos y suministros de energía antes mencionados. 
Lo anteriormente descrito permite estimar donde se presentarán las Horas Críticas, siendo 
los mayores consumos en verano y los menores consumos cuando se presenten 
desastres naturales. 
A continuación, se presentan unas imágenes del comportamiento de la generación y la 
demanda para días en los que regularmente no se tienen contingencias como las 
anteriormente descritas. 
En la Figura 3.2-1 se muestra la gráfica de la Demanda del comportamiento de la 
Operación del Sistema Eléctrico Nacional para la Zona de Potencia “SIN”, en la cual se 
observan dos Horas Críticas para el día de medición y una relativa proporción de 
generación con respecto de la demanda. 
 
 
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Figura 3.2-1. Curva de la Demanda en la Zona de Potencia “SIN” [8]. 
En la Figura 3.2-2 se muestra la gráfica de la Demanda del comportamiento de la 
Operación del Sistema Eléctrico Nacional para la Zona de Potencia “BCA”, en la cual se 
observan una Hora Crítica para el día de medición y una desproporción de generación con 
respecto de la demanda. 
 
Figura 3.2-2. Curva de la Demanda en la Zona de Potencia “BCA” [8]. 
 
 
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En la Figura 3.2-3 se muestra la gráfica de la Demanda del comportamiento de la 
Operación del Sistema Eléctrico Nacional para la Zona de Potencia “BCS”, en la cual se 
observan una Hora Crítica para el día de medición y una relativa proporción de generación 
con respecto de la demanda. 
 
Figura 3.2-3. Curva de la Demanda en la Zona de Potencia “BCS” [8]. 
Sin embargo, por las propias condiciones naturales de la nación, se presentan diferentes 
formas de aprovechamiento de los recursos naturales en las diferentes regiones del país 
para la generación de energía, siendo esto mismo una limitante de dicha generación. 
En la Figura 3.2-4 muestra el mapa de la República Mexicana con las respectivas 
divisiones políticas para las cuales se determinó un Factor de Balance de acuerdo a la 
ecuación 3.1: 
𝐹𝐵𝐸𝐹 =
𝐺𝐸𝐸𝐹 − 𝑉𝐸𝐸𝐹
𝑉𝐸𝐸𝐹
 (3.1) 
Donde: 
𝑭𝑩𝑬𝑭: Factor de Balance calculado para cada estado (parámetro adimensional). 
𝑮𝑬𝑬𝑭: Generación deEnergía Eléctrica de cada Entidad Federativa medida en MW. 
𝑽𝑬𝑬𝑭: Venta de Energía Eléctrica de cada Entidad Federativa medida en MW. 
 
 
 
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 Figura 3.2-4. Balance de Energía por Entidad Federativa año 2016 [7]. 
En la Figura 3.2-4 se puede observar que para las Entidades Federativas: 
 En color rojo: Son las Entidades Federativas con mayores necesidades de 
Suministro de Energía Eléctrica y con necesidades de Compra de Energía. 
 En color amarillo: Son las Entidades Federativas en donde se cuenta con un 
relativo Balance entre Ventas y Generación de Energía Eléctrica. 
 En color verde: Son las Entidades Federativas con mayores excedentes de 
Generación de Energía Eléctrica y con posibilidades de Venta a Entidades 
Federativas vecinas. 
Tomando en cuenta las condiciones de escases que presentan una mayoría de las 
Entidades Federativas, se realizan interconexiones para soportar la gran demanda de las 
regiones más críticas que son en donde se cuenta con poca generación y mucha demanda 
como es en la propia Ciudad de México. 
 
 
 
 
 
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3.3 ZONAS DE POTENCIA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL. 
La definición de las Zonas de Potencia para el Sistema Eléctrico Nacional se realiza 
identificando y considerando los conjuntos potenciales de nodos interconectados 
denominados “NodosP” [1]. 
En estos “NodosP” se modelará la inyección o retiros físicos por lo que en estos nodos se 
establecerán las estimaciones de Capacidad Demandada, Capacidad Entregada, 
Capacidad de Intercambio con otras Zonas de Potencia y el Margen de Reservas, todo 
esto sin perjuicio de que puedan autorizarse nuevas Zonas de Potencia y/o cambios en 
las existentes cuando haya necesidad de generación local [1]. 
Se debe tener en cuenta que las Zonas de Potencia deberán coincidir con las áreas de 
monitoreo de la Gerencia de Control Regional del Centro Nacional de Control de la Energía 
[9]. 
Una vez identificadas y definidas las Zonas de Potencia todos los cálculos serán referidos 
a las mismas. Cada Zona de Potencia deberá contener al menos un sistema 
interconectado (conjunto potencial de nodos interconectados “NodosP”). 
En la Figura 3.3-1 se muestra el mapa de la República Mexicana con las delimitaciones 
de las áreas de monitoreo de la Gerencia de Control Regional del Centro Nacional de 
Control de la Energía, estas se listan a continuación: 
1. Región Baja California. 
2. Región Baja California Sur. 
3. Región Noroeste. 
4. Región Norte. 
5. Región Noreste. 
6. Región Oriental. 
7. Región Central. 
8. Región Occidental. 
9. Región Peninsular. 
 
 
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Figura 3.3-1. Áreas de Monitoreo de la Gerencia de Control Regional del Centro 
Nacional de Control de Energía [8]. 
En la Figura 3.3-2 se muestran las Zonas de Potencia identificadas y de acuerdo a las 
condiciones topológicas de la red de interconexiones del Sistema Eléctrico Nacional, en 
que las regiones de Baja California Norte y Baja California Sur no cuentan con alguna 
interconexión entre sí y estás a su vez no cuentan con alguna interconexión con el resto 
del Sistema Eléctrico Nacional, se consideran como Sistemas Eléctricos de Potencia 
Aislados. 
 
 
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Figura 3.3-2. Zonas de Potencia del Sistema Eléctrico Nacional [8]. 
 
 
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I. Zona de Potencia “Sistema Interconectado Nacional” (SIN): Serán todas las 
interconexiones que contengan a todas las regiones de monitoreo con excepción 
de las localizadas en la península de Baja California que abastece desde Puerto 
Peñasco hasta Cozumel. 
II. Zona de Potencia “Sistema Interconectado Baja California” (BCA): Será solo 
la interconexión en Baja California Norte 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 y aislado del Sistema 
Interconectado Nacional, del Sistema Interconectado Baja California Sur y del 
Sistema Interconectado Mulegé. 
III. Zona de Potencia “Sistema Interconectado Baja California Sur” (BCS): Será 
solo la interconexión contenida en la parte sur de Baja California Sur que abastece 
desde Loreto hasta Los Cabos y se encuentra aislado del Sistema Interconectado 
Nacional, del Sistema Interconectado Baja California y del Sistema Interconectado 
Mulegé. 
Para la identificación de las Zonas de Potencia se consideraron los “NodosP” 
contabilizados en la Tabla 3.3-1 para cada nivel de tensión. 
Tabla 3.3-1. Cantidad de “NodosP” considerados para cada Zona de Potencia [4]. 
Zona de 
Potencia 
Nivel de Tensión 
34.5 kV 69 kV 85 kV 115 kV 138 kV 161 kV 230 kV 400 kV Total 
“SIN” 3 116 118 1763 53 2 186 36 2277 
“BCA” 0 40 0 25 0 161 22 0 248 
“BCS” 0 0 0 27 0 0 2 0 29 
 
En la Figura 3.3-2 se puede observar una región no definida, una región no contenida en 
alguna Zona de Potencia ya identificada, esta corresponde a la interconexión denominada 
como “Sistema Interconectado Mulegé” 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 de la Zona de Potencia “SIN”, de la Zona de 
Potencia “BCA” y de la Zona de Potencia “BCS” que se muestra en la Figura 3.3-3. 
 
 
 
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Figura 3.3-3. Sistema Interconectado Mulegé [8]. 
A este conjunto de nodos interconectados mostrados en la Figura 2.3-3 se le considera 
como una Zona de Potencia Independiente debido a que no cuenta con alguna 
interconexión con las Zonas de Potencia próximas, sin embargo, los indicadores medición 
de Potencia Generada, Potencia Demandada, muestran una demanda muy baja en 
comparación con las otras Zonas de Potencia no es del todo necesario la aplicación del 
Mercado para el Balance de Potencia por lo que quedará excluida de este cálculo. 
En la Figura 3.3-4 se muestra el consumo anual registrado para el Año 2016 en el que se 
demuestra que su nivel de consumo es muy bajo, teniendo como los datos más 
significativos que en demanda máxima alcanza 28 MW y aproximadamente como 
demanda mínima alcanza 8 MW. 
 
Figura 3.3-4. Gráfica de la Demanda Horaria del Año 2016 para el Sistema 
Interconectado Mulegé [7]. 
 
 
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Por las propias condiciones topológicas de las Zonas de Potencia identificadas en que las 
regiones de Baja California Norte y Baja California Sur, estas no cuentan con alguna 
interconexión entre sí, ni con el resto del Sistema Eléctrico Nacional, entonces se 
considerará como Sistemas Eléctricos Aislados por lo que no se presentarán intercambios 
de Potencia entre ellas y por ende no se acreditará ninguna capacidad de intercambio. 
 
3.4 HORAS CRÍTICAS EN LAS ZONAS DE POTENCIA. 
Se define como “Horas Críticas” a las 100 horas identificadas en donde se haya tenido 
una mayor demanda de energía durante el Año de Producción en las diferentes Zonas de 
Potencia existentes [1]. 
Para la realización de la reliquidación se tomaron como base de datos las mediciones 
realizadas con los ajustes realizados por el Centro Nacional de Control de Energía para la 
realización de Subasta de Mediano Plazo. 
En la realización del cálculo se consideraran 8760 horas para un Año de Producción no 
bisiesto y 8764 horas para un Año de Producción bisiesto [1]. 
Para la determinación de las 100 Horas Críticas se establecerá “El Primer Día de Cálculo” 
y “El Último Día de Cálculo”, esto se realiza con los datos de las 100 Horas Críticas 
identificadas para el Año de Producción 2016. 
En la Figura 3.4-1 se puede observar las 100 Horas Críticas acontecidas durante el Año 
de Producción 2016 en la Zona de Potencia "SIN" para la primera liquidación, así como 
los datos más relevantes en cuestión de este grupo identificado. 
 
 
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Figura 3.4-1. Gráfica de las 100 Horas Críticas del Año de Producción 2016 para la 
primera liquidación