DocsTec-6359

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INSTITUTO TECNOLÓGICO Y DE ESTUDIOS SUPERIORES DE 
MONTERREY 
CAMPUS MONTERREY 
 
 
 
 
 
ANÁLISIS DE LOS ELEMENTOS QUE CONFORMARÁN 
LA NUEVA METODOLOGÍA DE ASIGNACIÓN DE 
CARGOS POR SERVICIOS DE TRANSMISIÓN DE 
ENERGÍA ELÉCTRICA EN MÉXICO. 
 
 
TESIS QUE PARA OPTAR EL GRADO DE 
MAESTRO EN CIENCIAS DE LA INGENIERIA 
PRESENTA 
 
 
GABRIEL EDUARDO TREJO AKÉ 
 
 
 
Asesor: DR. FEDERICO ÁNGEL VIRAMONTES BROWN 
 
Sinodales: DR. ARMANDO RAFAEL LLAMAS TERRÉS 
 M.C. JESÚS ANTONIO BAEZ MORENO 
 
 
 
 
 
Monterrey, Nuevo León. Mayo de 2008. 
INSTITUTO TECNOLÓGICO Y DE ESTUDIOS 
SUPERIORES DE MONTERREY 
 
CAMPUS MONTERREY 
 
DIVISIÓN DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA 
PROGRAMA DE GRADUADOS EN INGENIERÍA 
 
Los miembros del comité de tesis recordamos que el presente proyecto de tesis 
presentado por el Ing. Gabriel Eduardo Trejo Aké sea aceptado como requisito parcial 
para obtener el grado académico de Maestro en Ciencias con especialidad en: 
 
INGENIERÍA ENERGÉTICA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
_______________________________ 
Dr. Armando Rafael Llamas Terrés 
Sinodal 
APROBADO: 
 
 
_______________________________ 
Dr. Joaquín Acevedo Mascarúa 
Director de Investigación y Postgrado 
Escuela de Ingeniería 
 
 
_______________________________ 
M.C. Jesús Antonio Baez Moreno 
Sinodal 
Comité de tesis: 
 
 
_______________________________ 
Dr. Federico Ángel Viramontes Brown 
Asesor 
 
Mayo de 2008 
AGRADECIMIENTOS 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
A mis padres, que me enseñaron el camino y me 
dieron la libertad y las herramientas para 
recorrerlo por mí mismo. 
 
 
 
 
Al Dr. Federico Viramontes, que me trató como un 
amigo y siempre se ha preocupado por ser un 
profesor admirable. 
 
 
 
 
Al Dr. Armando Llamas, por incluirme en las 
actividades del Centro de Estudios de Energía, 
dándome valiosísimas experiencias en el campo de 
la ingeniería aplicada. 
 
 
 4
TABLA DE CONTENIDO 
 
AGRADECIMIENTOS ...................................................................................................... 3 
TABLA DE CONTENIDO................................................................................................. 4 
LISTA DE FIGURAS......................................................................................................... 6 
LISTA DE TABLAS .......................................................................................................... 7 
LISTA DE ACRÓNIMOS.................................................................................................. 8 
RESUMEN ....................................................................................................................... 11 
CAPÍTULO 1 MARCO TEÓRICO Y ANTECEDENTES.............................................. 12 
1.1 SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN NUESTRO PAÍS.... 12 
1.2 NIVELES DE APERTURA DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS.................. 13 
1.2.1 Sistema verticalmente integrado ................................................................. 14 
1.2.2 Modelo de comprador único ....................................................................... 15 
1.2.3 Competencia mayorista............................................................................... 16 
1.2.4 Competencia minorista ............................................................................... 17 
1.3 MERCADO INTERNO DE CFE ...................................................................... 18 
1.3.1 Finalidad del mercado interno ..................................................................... 18 
1.3.2 Principales participantes del mercado......................................................... 19 
1.3.3 La organización del Mercado Interno......................................................... 19 
1.3.4 El operador del sistema eléctrico y del Mercado Interno ........................... 20 
1.3.5 El mercado de un día en adelanto ............................................................... 20 
1.3.6 El mercado de balance ................................................................................ 21 
1.3.7 Cargo por porteo de energía........................................................................ 22 
1.3.8 Propiedades del mercado interno de CFE................................................... 22 
1.4 PORTEO DE ENERGÍA ELÉCTRICA ............................................................ 23 
1.5 MÉTODO DE LA ESTAMPILLA.................................................................... 24 
1.6 HABILIDAD DE TRASLADO DISPONIBLE ................................................ 25 
1.7 PRECIOS MARGINALES LOCALES............................................................. 25 
CAPÍTULO 2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA. ................................................ 30 
2.1 SITUACIÓN ACTUAL...................................................................................... 30 
2.2 PROBLEMÁTICA EN EL SERVICIO DE PORTEO...................................... 31 
2.3 POSIBLE SITUACIÓN FUTURA.................................................................... 31 
2.4 OBJETIVOS DE ESTE TRABAJO .................................................................. 32 
CAPÍTULO 3 METODOLOGÍA ACTUAL DE PORTEO EN MÉXICO. ..................... 33 
3.1 METODOLOGÍA PARA TENSIONES IGUALES O MAYORES A 69 KV . 34 
3.1.1 Costo fijo por uso de la red .......................................................................... 34 
3.1.2 Costo variable por uso de la red................................................................... 37 
 
 5
3.1.3 Costo fijo por administración del convenio ................................................. 38 
3.1.4 Costo mínimo por servicios de transmisión solicitados............................... 38 
3.1.5 Herramienta de costeo de la CRE ............................................................... 41 
3.2 METODOLOGÍA PARA TENSIONES MENORES A 69 KV....................... 46 
3.3 CONCLUSIONES A CERCA DE LA METODOLOGÍA VIGENTE PARA LA 
DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS DE PORTEO. .......................................... 49 
CAPÍTULO 4 SERVICIO DE PORTEO EN UN MERCADO COMPETITIVO DE 
ENERGÍA. ........................................................................................................................ 51 
4.1 SUMINISTRO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LOS ESTADOS UNIDOS DE 
AMÉRICA ................................................................................................................ 51 
4.2 SISTEMA PJM .................................................................................................. 53 
4.3 PJM OASIS........................................................................................................ 58 
4.4 SERVICIOS DE TRANSMISIÓN EN PJM ..................................................... 59 
4.4.1 Servicio de transmisión tipo integración de la red....................................... 60 
4.4.2 Servicio de transmisión de punto a punto .................................................... 63 
4.4.3 Conclusiones a cerca de los servicios de transmisión en PJM.................... 66 
4.5 DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN, FTRS............................. 68 
CAPÍTULO 5 COMPARACIÓN DE LA METODOLOGÍA ACTUAL CONTRA LA 
METODOLOGÍA DE PJM. ............................................................................................. 72 
5.1 COSTO DEL SISTEMA EXISTENTE............................................................. 72 
5.2 COSTO POR REFORZAMIENTO DE LA RED ............................................. 74 
5.3 COSTO DE OPORTUNIDAD PERDIDA........................................................ 75 
5.4 COSTOS OPERATIVOS .................................................................................. 77 
5.5 OTROS COSTOS .............................................................................................. 78 
5.5.1 Costo de administración..............................................................................78 
5.5.2 Costo por el uso del sistema de distribución............................................... 78 
5.5.3 Costo del estudio de factibilidad y de impacto ........................................... 79 
5.6 REVISIÓN DE LAS DIFERENCIAS ENCONTRADAS ENTRE AMBAS 
METODOLOGÍAS................................................................................................... 80 
CAPÍTULO 6 PROPUESTA DE UNA NUEVA METODOLOGÍA MEXICANA DE 
PORTEO. .......................................................................................................................... 86 
6.1 ELEMENTOS PRINCIPALES DE LA PROPUESTA PARA LA NUEVA 
METODOLOGÍA DE PORTEO .............................................................................. 88 
CAPÍTULO 7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES PARA TRABAJOS 
FUTUROS. ....................................................................................................................... 90 
7.1 CONCLUSIONES ............................................................................................. 93 
7.2 RECOMENDACIONES PARA TRABAJOS FUTUROS................................ 94 
REFERENCIAS Y BIBLIOGRAFÍA............................................................................... 96 
 
 
 6
LISTA DE FIGURAS 
 
Fig. 1. 1 Sistema verticalmente integrado........................................................................ 15 
Fig. 1. 2 Modelo de comprador único............................................................................. 16 
Fig. 1. 3 Modelo de un sistema de tipo mercado mayorista ........................................... 17 
Fig. 1. 4 Mercado eléctrico .............................................................................................. 18 
Fig. 1. 5 Analogía del porteo de electricidad con el transporte de productos 
manufacturados. ................................................................................................................ 24 
Fig. 1. 6 Sistema eléctrico funcionando con despacho económico y sin congestiones. 
LMPs iguales. ................................................................................................................... 27 
Fig. 1. 7 Sistema eléctrico con línea trabajando a su límite térmico. LMPs diferentes. . 28 
Fig. 1. 8 Valores promedio de los LMP para el 2007 en el mercado de PJM 
Interconnection. Tomado del “2007 State of the Market Report” de PJM....................... 29 
 
Fig. 3. 1 Diagrama que representa la metodología actual de porteo para tensiones iguales 
o mayores a 69 kV ............................................................................................................ 40 
Fig. 3. 2 Página inicial de la herramienta de costeo........................................................ 42 
Fig. 3. 3 Solicitud de registro para tener acceso al portal ............................................... 43 
Fig. 3. 4 Página electrónica para acceder a la herramienta de la CRE ........................... 44 
Fig. 3. 5 Parte del sistema para especificar los datos de entrada del servicio deseado... 45 
 
Fig. 4. 1 Capacidades promedio del sistema PJM en el período de enero-mayo en el año 
de 2007.............................................................................................................................. 55 
Fig. 4. 2 Demandas promedio para un día en PJM. Se puede ver que para el 2006 la 
demanda pronosticada fue en general un poco menor al consumo real de energía. Tomado 
del “2006 State of the Market Report” de PJM. ............................................................... 56 
Fig. 4. 3 Demandas promedio real y pronosticada en el 2007. Tomado del “2007 State of 
the Market Report”. .......................................................................................................... 57 
Fig. 4. 4 FTR a favor de la congestión............................................................................ 69 
Fig. 4. 5 FTR en contra de la congestión. ....................................................................... 70 
 
Fig. 7. 1 Niveles de apertura en los sistemas eléctricos latinoamericanos hasta el 2003.
........................................................................................................................................... 90 
 
 
 
 
 7
LISTA DE TABLAS 
 
Tabla 4. 1 Muestra de las tarifas aplicadas para el servicio de transmisión tipo 
integración de la red para el año del 2007. ....................................................................... 61 
Tabla 4. 2 Muestra de algunas tarifas del servicio de transmisión de punto a punto firme. 
Los cargos se encuentran en US$/kW. ............................................................................. 65 
Tabla 4. 3 Muestra de algunas tarifas del servicio de transmisión de punto a punto no 
firme. Los cargos se encuentran en US$/kW a excepción de los cargos horarios que se 
encuentran en US$/MWh.................................................................................................. 66 
Tabla 4. 4 Diferentes nombres utilizados para denominar a los derechos financieros de 
transmisión........................................................................................................................ 68 
 
Tabla 5. 1 Resumen de la manera de recuperar los costos directos del servicio de porteo 
en un sistema eléctrico para la metodología vigente de la CRE y la metodología de PJM.
........................................................................................................................................... 81 
Tabla 5. 2 Comparación de precios de porteo CFE, CRE y PJM .................................. 84 
 
 
 
 
 
 8
LISTA DE ACRÓNIMOS 
 
 
ATC Del inglés “Available Transfer Capability”, significa “habilidad de 
transferencia disponible”. Se utiliza para medir la disponibilidad de la red 
de transmisión de incluir un servicio de porteo. 
 
CAC Costo fijo por Administración del Convenio. Es un costo fijo que integra 
la tarifa de porteo en la metodología mexicana. 
 
CENACE Centro Nacional de Control de Energía. Es la entidad de la CFE que se 
encarga de despachar y controlar el SEN. 
 
CFE Comisión Federal de Electricidad 
 
CFUR Costo Fijo por Uso de la Red. Es un costo fijo que integra la tarifa de 
porteo en la metodología mexicana. 
 
CMCgen Costo Mensual de Capacidad de generación. En la metodología mexicana 
un costo asociado a las pérdidas de potencia debido al servicio de porteo 
solicitado. 
 
CMCtransva Costo Mensual de Capacidad en transmisión. En la metodología mexicana 
un costo asociado a las pérdidas de potencia debido al servicio de porteo 
solicitado. 
 
CMIN Costo MINimo. Menor costo en que se puede incurrir debido al servicio 
de porteo en la metodología mexicana. 
 
CRE Comisión Reguladora de Energía. 
 
 
CT Costo Total por uso de la infraestructura del sistema de transmisión. En la 
metodología mexicana es el costo incremental total de largo plazo de la red 
en nivel de transmisión y sub-transmisión. 
 
CVUR Costo Variable por uso de la Red. Es un costo variable que integra la tarifa 
de porteo en la metodología mexicana. 
 
EDC Del inglés “Electric Distribution Company”, significa “compañía de 
distribución eléctrica”. Es un ente de los mercados de energía que se 
dedica exclusivamente a las actividades relacionadas con distribución y 
venta de la energía eléctrica. 
 
 
 9
ETPR Se utiliza para denominar a la cantidad de energía porteada de kWh que se 
mide en los puntos de carga en niveles de tensión iguales o mayores a 69 
kV. Esta cantidad se utiliza para calcular el CMIN. 
 
FERC Del inglés “Federal Energy Regulatory Commission”, significa “Comisión 
federal reguladora de energía”. Este organismo se encarga de regular las 
actividades relacionadas con el manejo de la electricidad, gas natural, 
petróleo y energía hidráulica en los Estados Unidos de América. 
 
FTR Del inglés “Financial Transmission Rights”, significa “Derechosfinancieros de transmisión”. Son una especie de coberturas útiles para 
amortiguar las variaciones de los LMP debido a las congestiones del 
sistema. 
 
ISO Del inglés “Independent System Operator”, significa “Operador 
independiente del sistema”. Es una organización no lucrativa que tiene 
como función principal operar y despachar un mercado eléctrico 
competitivo y se encuentra conformado bajo ciertas condiciones de la 
FERC. 
 
LMP Del ingles “Located Marginal Price”, significa “precio marginal 
localizado” o local. Se determina en función del costo incremental de 
generación, las pérdidas por transmisión y las congestiones del sistema. 
 
LSE Del inglés “Load Serving Entities”, significa “Entidades sirviendo 
cargas”. Son participantes de un mercado que compran grandes volúmenes 
de energía en un mercado mayorista y alimentan cargas asignadas dentro 
de su área. 
 
LSPEE Ley de Servicio Público de Energía Eléctrica. 
 
LyFC Luz y Fuerza del Centro. 
 
NERC Del inglés “North American Electric Reliability Corporation”, significa 
“Corporación norteamericana de confiabilidad eléctrica”. Es una 
organización que desarrolla estándares, realiza auditorias, provee 
capacitación, etc., para mejorar la confiabilidad y seguridad del sistema 
eléctrico en los Estados Unidos y Canadá. 
 
NSPLC Del inglés “Network Service Peak Load Contribution”, denota el valor en 
MW de la contribución a la demanda máxima de una zona que tiene un 
usuario del servicio de porteo de integración de la red. 
 
OASIS Del inglés “Open Access Same-time System Information”, significa 
“Sistema de información en tiempo real de acceso libre”. Es una aplicación 
 
 10
en línea para socios de PJM que desean contratar un servicio de porteo de 
punto a punto. 
 
OATT Del inglés “Open Access Transmission Tariff”, significa “Tarifa de 
transmisión de libre acceso”. Es un acuerdo que firman aquellos usuarios 
de algún servicio de transmisión en el que se explican las obligaciones y 
derechos de las dos partes: el suministrador del servicio y el usuario. 
 
PJM Del inglés “Pennsylvania, New Jersey, Maryland”. Es uno de los 
mercados de energía más exitosos del mundo y se encuentra en el noreste 
de los Estados Unidos, principalmente en los estados de Pennsylvania, 
New Jersey y Maryland. 
 
RTO Del inglés “Regional Transmission Operator”, significa “Operador de la 
transmisión regional”. Es un organismo dentro de un mercado de energía 
que se encarga de operar el sistema. Posee autoridad operativa y provee 
libre acceso al servicio de transmisión mediante el sistema OASIS. Las 
características y funciones de los RTO se definen bajo la orden No. 2000 
de la FERC. 
 
SEN Sistema Eléctrico Nacional. 
 
 
 
 11
RESUMEN 
 
El presente trabajo es un análisis de los conceptos y elementos mas relevantes que 
posiblemente conformarán la nueva metodología mexicana para determinación de los 
cargos por servicios de transmisión de energía eléctrica. 
 
En el primer capítulo se tratan temas que serán la base teórica mínima para 
entender el contenido del trabajo, pasando por la descripción general de los diseños de 
sistemas eléctricos que sirve para entender el contexto de las metodologías analizadas en 
los capítulos siguientes. Se habla de un mercado competitivo interno de la Comisión 
Federal de Electricidad, del servicio de transmisión de energía eléctrica o porteo de 
electricidad, entre otros conceptos interesantes. 
 
En el capítulo 2, se define la situación actual del país en materia de electricidad 
que nos ubica mejor para entender los problemas existentes en el servicio de porteo. Se 
describe una posible situación futura y los objetivos del estudio realizado. 
 
En el capítulo 3 se habla de la metodología actual de porteo en México, que se 
basa en el método conocido como MW-Milla, de manera no muy detallada pues ya 
existen trabajos al respecto que se ocupan de esta metodología de manera un poco más 
minuciosa. Posteriormente, en el capítulo 4, del mismo modo se describe la manera en 
como se cubren los gastos por concepto de transmisión de energía en el mercado de 
energía de la Interconexión PJM, así como de otros gastos asociados, pasando por una 
descripción del mercado de energía en los Estados Unidos de América y en especial de la 
Interconexión PJM. 
 
El capítulo 5 es una comparación entre los métodos de recuperar los costos de 
porteo en el sistema mexicano y el sistema eléctrico del mercado PJM, al final incluye 
un caso de estudio basado en costos reales obtenidos durante la investigación. 
 
Posteriormente, en el capítulo 6 se mencionan las características más 
sobresalientes de una propuesta de una nueva metodología de asignación de cargos de 
porteo que sustituirá a la actual y está inspirada en el modelo PJM. Se mencionan algunos 
otros cambios que podrían ser necesarios. 
 
Al final, en el capítulo 7, en base a las experiencias obtenidas y a los resultados de 
los análisis y comparaciones, se llega a una conclusión sobre la tendencia actual de 
algunos cambios del sector eléctrico en México y sobre cuales son los puntos vitales a 
considerar reforzar en estos cambios. También se proponen algunos temas de interés en 
los que se podría profundizar para trabajos futuros. 
 
 
 12
CAPÍTULO 1 
MARCO TEÓRICO Y ANTECEDENTES. 
 
1.1 SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN NUESTRO 
PAÍS 
 
Con la nacionalización del sector eléctrico en el año de 1960 se estableció 
constitucionalmente el derecho exclusivo del Estado Mexicano para generar, conducir, 
transformar, distribuir y abastecer la energía eléctrica para la prestación del servicio 
público en todo el país. 
 
Los planteamientos constitucionales se encuentran en los artículos 25, 27 y 28 de 
la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; específicamente en el artículo 
27 se establece que “corresponde exclusivamente a la nación generar, conducir, 
transformar, distribuir y abastecer energía eléctrica que tenga por objeto la prestación de 
servicio público. En esta materia no se otorgarán concesiones a los particulares y la 
nación aprovechará los bienes y recursos naturales que se requieran para dichos fines”. 
En cuanto al artículo 28, este expresa que “no constituirán monopolios las funciones que 
el Estado ejerza de manera exclusiva en las áreas estratégicas a las que se refiere este 
precepto”. 
 
En 1983, se reformó la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE), 
para incluir los esquemas de autoabastecimiento, con el propósito de permitir la 
cogeneración y generación de energía destinada exclusivamente a emergencias derivadas 
de interrupciones en el servicio de la energía eléctrica. Posteriormente en 1992 siendo 
Presidente de la Republica, el Dr. Carlos Salinas de Gortari, se efectuaron nuevas 
reformas a la LSPEE para permitir la inversión privada en la generación de energía 
eléctrica para su venta exclusiva a la CFE. Esto abrió la posibilidad de que los 
particulares generen electricidad bajo la modalidad de productores independientes de 
energía [1]. Con estas reformas, además: 
 
• Se perfeccionaron las figuras de autoabastecimiento, cogeneración, 
pequeña producción y producción independiente como formas de 
generación que no constituyen servicio público. 
• Se amplió el concepto de autoabastecimiento, para incluir a sociedades 
que tengan por objeto la generación de energía eléctrica para la 
satisfacción de los requerimientos de sus socios. 
• Se permitió el comercio internacional de energía eléctrica por parte de 
personas físicas o morales, lo que abrió fuentes de suministro externo para 
el usuario doméstico y la posibilidad de producción local destinada al 
resto del mundo. 
 
 13
• Se estableció el principio de minimización de costos de corto y largo plazo 
como objetivo para las operaciones que realiza la CFE, para lo cual las 
necesidades de crecimiento o de sustitución de la capacidad de generación 
del sistema eléctrico nacional deben sometersea un procedimiento de 
licitación. 
 
En la práctica, la compañía autoabastecedora es una sociedad en que la empresa 
que genera la electricidad generalmente representa por completo a la sociedad y por lo 
tanto se le conoce como permisionario, los centros de consumo son los socios, y la 
Comisión Federal de Electricidad y la Compañía de Luz y Fuerza del Centro son los 
suministradores. Con el apoyo de los suministradores, en las sociedades de 
autoabastecimiento, el permisionario proporciona energía eléctrica a los centros de 
consumo con contratos bilaterales. 
 
Aunque el monopolio del suministrador se conserva para la prestación del 
servicio público, la LSPEE actualmente permite la participación de particulares en la 
generación e importación de energía eléctrica. Estas reformas han sido un primer paso 
para propiciar la inversión privada en generación de energía eléctrica. 
 
1.2 NIVELES DE APERTURA DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS 
 
Desde hace poco mas de veinte años, muchos países han enfrentado en forma 
exitosa los retos en el desarrollo de su industria eléctrica iniciando procesos de 
reestructuración en este sector. Cada país presenta condiciones diferentes, en ese sentido 
los modelos de organización industrial que han adoptado al reformar estructuralmente el 
sector eléctrico varía de un país a otro; sin embargo, se distinguen en todos ellos una o 
mas de las siguientes características comunes: 
 
• La separación vertical y horizontal de las actividades de la industria 
eléctrica. 
• Introducción de competencia en la generación y comercialización, con 
regulación económica en transmisión y distribución. 
• La creación de un mercado eléctrico de corto plazo. 
• La posibilidad de que los generadores puedan contratar directamente con 
los distribuidores y grandes usuarios en condiciones competitivas, 
utilizando las redes de transmisión y distribución. 
• El fortalecimiento y autonomía de los órganos reguladores. 
 
La solución más frecuente ha sido la de promover un cambio estructural en la 
organización del sector. De este modo, una industria eléctrica verticalmente integrada se 
ha transformado en una industria segmentada, con condiciones de competencia efectiva 
en la generación y venta de energía eléctrica, y regulada en la transmisión y distribución, 
con alta participación privada. 
 
 14
 
Algunos modelos que se han propuesto para englobar las diferentes 
organizaciones de los sistemas eléctricos adoptadas hasta ahora, separan a esta industria 
en cinco funciones o actividades básicas para posteriormente describir modelos de 
apertura por medio de las relaciones entre estas funciones básicas así como también se 
puede indicar quién desempeña dichas actividades [2]. Estas cinco actividades básicas 
son: 
 
1. Generación 
2. Transmisión 
3. Operación del sistema 
4. Distribución 
5. Comercialización 
 
De esta clasificación, la transmisión, la operación del sistema y la distribución son 
monopolios naturales y por lo tanto no son susceptibles para introducir competencia en 
ellas, es decir, son funciones que necesariamente deben estar reguladas para permitir el 
acceso libre de todos los agentes. Sin embargo, en las áreas de generación y 
comercialización se pueden construir mercados eficientes debido en parte a los avances 
tecnológicos. 
 
Con el objetivo de introducir competencia, seguridad en el abasto eléctrico, 
inversiones para el crecimiento de la generación y de la transmisión, un factor clave es el 
balance entre regulación y competencia entre las cinco funciones básicas. En la práctica 
se han observado diferentes esquemas básicos de apertura en la industria eléctrica, 
algunos de estos son: 
 
• Sistema verticalmente integrado 
• Modelo de comprador único 
• Competencia mayorista 
• Competencia minorista 
 
1.2.1 Sistema verticalmente integrado 
 
Es un monopolio completo, en el que por lo común, es el estado o una entidad 
pública la que posee, administra y desempeña todas las instalaciones correspondientes a 
las 5 actividades básicas del sistema. De haber un ente regulador, este debe proteger a los 
consumidores de las desventajas del poder monopólico que podrían llegar a surgir en un 
momento dado. En nuestro país, la dependencia que se ha encargado de proteger al 
usuario final contra incrementos injustificados en los precios de la energía ha sido la 
Secretaría de Hacienda que es quien aprueba al final las tarifas eléctricas al público. La 
conformación de este modelo se aprecia mejor en la Fig. 1. 1 siguiente: 
 
 15
 
Suministrador
Generación
Transmisión
Control
Distribución
Ventas
Usuario 
final 
Fig. 1. 1 Sistema verticalmente integrado. 
 
La eficiencia de este modelo depende en el proceso de planeación e inversión de 
la empresa que normalmente se hace en conjunto con un ente regulador quien aprueba o 
descarta las acciones a realizar. 
 
La principal ventaja de este modelo es que el riesgo financiero para la empresa es 
mínimo, pero de lado opuesto tiene la desventaja de que en la práctica no otorga 
incentivos reales a cambio de una operación eficiente en todos los niveles del sistema. 
 
1.2.2 Modelo de comprador único 
 
En esta modalidad se permite la entrada de empresas privadas de generación de 
energía llamadas Productores Independientes de Energía o PIE, que venden la energía 
neta producida en su totalidad a la empresa suministradora que puede poseer también 
centros de generación. Debido a que no existen otros compradores, los PIE firman 
contratos de larga duración con el suministrador protegiendo así sus inversiones al 
trasladar los riesgos implícitos hacia los usuarios del servicio eléctrico mediante el precio 
pagado por la energía. La dependencia reguladora es la que se encarga de autorizar el 
contrato de compraventa de energía. En la Fig. 1. 2 se ilustra el modelo de comprador 
único: 
 
 
 16
Suministrador
Comprador
Generación 
Propia
Transmisión
Control
Distribución
Ventas
Usuario 
final
Productores
independientes
 
Fig. 1. 2 Modelo de comprador único 
 
Una de las ventajas de este esquema es que generalmente los PIE cuentan con 
tecnologías más eficientes que se sujetan a las reglas de despacho del sistema, sin 
embargo, la competencia se limita a un nivel mayorista. El modelo mexicano se basa en 
este esquema actualmente teniendo como ente regulador a la CRE. 
 
1.2.3 Competencia mayorista 
 
En la competencia mayorista se introduce el mercado para las actividades de 
distribución y generación, la distribución se separa del suministrador buscando que un 
número suficiente de compradores y vendedores garanticen las condiciones de 
competencia en la industria. Las empresas distribuidoras no poseen generación y por lo 
tanto tienen que comprar energía en el mercado mayorista. Bajo este esquema también 
pueden existir comercializadores y especuladores. En la Fig. 1. 3 más abajo se ilustra el 
funcionamiento de un esquema con competencia mayorista: 
 
 
 17
Mercado
mayorista
Transmisión
y
Control
Consumidor
grande Consumidor Consumidor Consumidor 
Fig. 1. 3 Modelo de un sistema de tipo mercado mayorista 
 
Bajo este modelo las empresas distribuidoras pueden ofrecer tarifas eléctricas mas 
bajas a los clientes grandes y un poco mas elevadas a los clientes pequeños para que por 
medio de este subsidio cruzado los clientes grandes tengan el incentivo de ser clientes 
regulados cuando su tarifa sea menor que la del mercado libre y comprar en el mercado 
cuando la tarifa regulada sea mayor. 
 
Otro tema relevante es el tipo de transacciones permitidas entre empresas 
distribuidoras y generadoras. Las empresas distribuidoras deben contratar parte de su 
energía para poder reducir en lo posible el poder de mercado en las transacciones del 
mercado en tiempo real; pero las empresas de distribución deben comprar la energía al 
menor precio posible lo cual no necesariamente está alineado con sus incentivos debido a 
la necesidad de realizar esfuerzos pudiendo trasladarlos precios a los consumidores o 
porque posee algún nivel de integración vertical con las empresas generadoras. 
 
1.2.4 Competencia minorista 
 
En este modelo todos los compradores son libres de elegir a que empresa comprar 
energía y los generadores pueden vender directamente a clientes pequeños a través de 
comercializadores, es decir, se tiene un verdadero mercado eléctrico. El esquema de 
funcionamiento se muestra a grandes rasgos en la siguiente Fig. 1. 4: 
 
 
 18
Mercado mayorista
TransmisiónControl
Consumidor
grande Consumidor Consumidor Consumidor
Ventas 
directas
Mercado minorista
Consumidor
Distribución
Comercializadores
 
Fig. 1. 4 Mercado eléctrico 
 
En un mercado eléctrico se requieren una serie de acuerdos, servicios técnicos y 
financieros, mediciones minuciosas, coberturas, formas de pago, etc. La implementación 
de un mercado suele darse gradualmente a lo largo de muchos años debido a las diversas 
complejidades que implica. 
 
1.3 MERCADO INTERNO DE CFE 
 
Desde julio de 1997, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) ha creado un 
mercado competitivo virtual de electricidad, denominado Mercado Interno. La primera 
versión del mercado operó hasta diciembre 31 del año 2000, y la segunda inició 
operaciones a partir de septiembre del 2000. Los procesos del Mercado Interno se 
ejecutan diariamente en el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) con 
modelos y sistemas desarrollados para tal fin, y en él intervienen todos los segmentos 
sustantivos de la industria: las divisiones de generación, distribución y transmisión. En lo 
siguiente se describirá esta segunda versión del modelo de Mercado Interno mencionada 
[3]. 
 
1.3.1 Finalidad del mercado interno 
 
Los objetivos del Mercado Interno están enfocados a la reestructuración 
corporativa de la CFE y a la asimilación de experiencia en dado caso de que llegara a 
 
 19
haber cambios legislativos en el mediano plazo para introducir competencia en un 
mercado abierto. Específicamente dichos objetivos son: 
 
1. Establecer un marco de referencia, con criterios de mercados 
competitivos, que permita medir el desempeño económico de las 
divisiones de generación y distribución de la CFE, y evaluar inversiones 
necesarias para la expansión del sistema. 
2. Desarrollar y probar los modelos y sistemas necesarios para establecer los 
precios internos de la energía y asignar los cargos y bonificaciones entre 
las divisiones de generación y distribución. 
3. Determinar y asignar los cargos internos por uso de la transmisión y otros 
costos comunes entre los participantes del mercado. 
4. Evaluar un conjunto de reglas de mercado específicas, adecuadas para las 
condiciones del sector eléctrico mexicano, que sirvan de referencia para el 
diseño de un mercado abierto. 
5. Desarrollar las habilidades que permitirían a la CFE competir con éxito en 
un entorno competitivo. 
6. Crear una historia estadística de los precios del mercado virtual que, de 
llevarse al cabo el cambio legislativo correspondiente, sirva de referencia 
para incentivar tanto la venta de excedentes de las sociedades de 
autoconsumo, como la entrada de nueva capacidad de generación 
financiada por empresas privadas. 
 
1.3.2 Principales participantes del mercado 
 
Los participantes del Mercado Interno se clasifican en productores, consumidores, 
proveedores de servicios de transmisión, y un operador del sistema y el mercado. Para los 
propósitos de la definición de precios de energía en la simulación del Mercado Interno, 
además de las divisiones de generación, transmisión y distribución de la CFE, se 
considera también a los agentes virtuales que representan a entidades externas a la CFE, 
como es el caso de Luz y Fuerza del Centro (LyFC), así como las sociedades de 
autoabastecimiento que venden sus excedentes a la CFE o que utilizan los servicios de la 
red de transmisión de ésta para alimentar a sus cargas; y se toma en cuenta también a los 
productores y consumidores que desde el extranjero exportan o importan energía 
respectivamente. 
 
1.3.3 La organización del Mercado Interno 
 
El Mercado Interno está organizado como un sistema de competencia mayorista o 
también llamada bolsa de energía en que toda la energía eléctrica, que los productores 
inyectan en la red y toda la energía que los consumidores extraen de la red, es vendida y 
comprada al mayoreo en el mercado interno. 
 
 
 20
Los productores reciben una retribución virtual por la venta de capacidad, energía 
y servicios conexos. Los consumidores reciben cargos virtuales por capacidad, energía, 
servicios conexos, servicios de transmisión y costos de administración del operador del 
mercado y del sistema eléctrico. Los precios de la energía se determinan para cada nodo 
de la red de transmisión y subtransmisión en términos horarios y corresponden con los 
costos marginales de corto plazo. Los precios de la capacidad corresponden al costo 
incremental de expansión de la capacidad de generación y su pago se concentra en las 
horas de demanda pico y media, según su definición en las tarifas vigentes. Por diseño, el 
precio de la capacidad así determinado es suficiente para que en el mercado interno los 
ingresos virtuales, correspondientes a las centrales generadoras consideradas en el 
Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico (POISE), logren recuperar sus 
costos fijos y variables. Los precios marginales locales de la energía eléctrica registrados 
se pueden consultar en la página de la Comisión Federal de Electricidad en la dirección 
de Internet: 
 
http://www.cfe.gob.mx/aplicaciones/otros/costostotales/consultaarchivobalance.aspx 
 
El mercado interno establece compromisos de producción y consumo con un día 
de adelanto como se verá mas adelante en el tema del mercado de un día en adelanto. 
También reconoce, a través de medición, la producción y el consumo que realmente tiene 
lugar hora con hora el cuál es parte central del mercado de balance como se verá más 
adelante. 
 
1.3.4 El operador del sistema eléctrico y del Mercado Interno 
 
El CENACE realiza la función de operador del mercado de energía. También, de 
conformidad con las leyes y reglamentos vigentes, es el responsable de la operación del 
sistema eléctrico. 
A nombre de los participantes consumidores, el operador del mercado compra a 
los productores la energía y capacidad necesarias para satisfacer la demanda. También es 
responsable de procurar los servicios conexos y de transmisión requeridos para la 
operación del sistema eléctrico, y de remunerar y recuperar el costo de los mismos. 
 
Como operador del sistema eléctrico, el CENACE también es responsable de 
definir y aplicar los criterios de confiabilidad y seguridad, coordinar la entrada y salida de 
operación de los elementos de la red de transmisión, determinar los servicios conexos 
necesarios para la operación del sistema eléctrico, y emitir las instrucciones de despacho 
necesarias para mantener en todo momento el balance entre oferta y demanda, operando 
el sistema eléctrico dentro de las capacidades establecidas para sus instalaciones. 
 
1.3.5 El mercado de un día en adelanto 
 
Los procesos del mercado de un día en adelanto tienen por objetivo establecer los 
compromisos de predespacho de unidades generadoras, fijar los compromisos de compra 
 
 21
de energía por parte de los consumidores, determinar los precios de la energía, y calcular 
las correspondientes retribuciones a productores y cargos a consumidores. 
 
El programa de operación de las unidades generadoras se realiza con un algoritmo 
de Asignación de Unidades y de Coordinación Hidrotérmica de Corto Plazo, bajo el 
criterio de minimización de los costos variables de producción, en el que se consideran 
las restricciones de reserva rodante, de transmisión al nivel interregional y de seguridad 
operativa; se respetan las restricciones físicas y operativas de las unidades generadoras, y 
se utilizan los recursos disponiblesde generación hidroeléctrica. El periodo de 
programación de compromisos de producción abarca de uno a siete días, en términos 
horarios, pero sólo se consideran vinculatorios los correspondientes a las 24 horas del día 
siguiente. 
Mientras las divisiones de distribución desarrollan las habilidades y sistemas para 
realizar su propio pronóstico de consumo, el CENACE será el responsable de integrar el 
pronóstico de la demanda. Para los propósitos del mercado interno, el pronóstico de la 
demanda se considera como el agregado de las solicitudes de compra de energía de los 
consumidores participantes. Los compromisos de compra de energía horaria, específicos 
para cada división de distribución, los determina el operador del mercado con base en 
factores de distribución de la carga. Los productores pueden ofertar diariamente su 
capacidad de generación. 
 
1.3.6 El mercado de balance 
 
Los procesos del mercado de balance tienen por objetivos registrar las mediciones 
de la producción y el consumo reales, determinar los precios spot de la energía, y calcular 
las retribuciones a los productores y los cargos a consumidores. 
 
En el mercado de balance las retribuciones a generadores se calculan con base en 
las diferencias entre la producción real y los correspondientes compromisos establecidos 
en el mercado del día anterior. El CENACE es responsable de actualizar el programa de 
generación y de ejecutar el despacho de la misma para mantener el balance entre la oferta 
y la demanda. La actualización del programa de generación es necesaria para adecuarlo a 
las condiciones operativas reales, que por razones de salidas forzadas de generadores o 
elementos de transmisión, así como errores de pronóstico de la demanda pudieran ser 
diferentes a las previstas en el predespacho del día anterior. El criterio que rige la 
ejecución del despacho es el de mínimo costo variable de producción, sujeto a las 
restricciones de transmisión y de seguridad operativa. 
 
El despacho de generación se traduce a instrucciones de despacho que están 
orientadas a ordenar el arranque de unidades generadoras, ajustar su nivel de generación, 
o ponerlas fuera de operación. Las instrucciones pueden ser del tipo de comunicación 
directa entre los operadores del CENACE y los operadores de las centrales, o mediante 
telemandos electrónicos entre el sistema de computarizado de control en tiempo real del 
CENACE y los sistemas de control automático de generación de las unidades 
generadoras. En situaciones de insuficiente reserva operativa, las instrucciones de 
 
 22
despacho también estarán dirigidas a los consumidores con carga interrumpible para que 
reduzcan su consumo. Para los propósitos del mercado, mientras no exista una 
instrucción de despacho que justifique la diferencia entre la generación real de un 
productor y la generación comprometida con un día de adelanto se atribuirá la causa de la 
diferencia al productor, y éste asumirá el riesgo de precio de energía en el mercado de 
balance. 
 
1.3.7 Cargo por porteo de energía 
 
En el diseño del mercado interno los proveedores del servicio de transmisión 
reciben una retribución virtual igual al monto total autorizado para cubrir su presupuesto 
de gastos de inversión, operación y mantenimiento. 
 
Una parte de los ingresos necesarios para pagar estos montos proviene de la 
estructura de precios de energía y la otra de un cargo por uso de la transmisión. La 
primera parte la pagan los consumidores en forma indirecta. Esto se debe a que las 
pérdidas por transmisión y los congestionamientos en la red hacen que normalmente los 
precios de la energía sean más altos en los nodos de consumo que en los nodos de 
generación. La diferencia entre los cargos que reciben los consumidores por la energía 
que consumen y los pagos que reciben los productores por la energía que generan se 
utiliza para pagar la transmisión. Como esta cantidad es insuficiente para cubrir el monto 
total autorizado a los proveedores del servicio de transmisión, el faltante se colecta con 
un cargo mensual que se aplica a cada participante consumidor en proporción a su 
demanda medida en la hora de mayor demanda que se registre en cada mes. 
 
1.3.8 Propiedades del mercado interno de CFE 
 
Por su diseño, el mercado interno exhibe las siguientes propiedades: 
 
a) Volatilidad de precios de energía. La variación de los precios a lo largo del 
día depende de la relación entre la oferta y la demanda, pero los precios 
nunca excederán el valor del costo variable de producción de la oferta más 
cara, más un incremento por efecto de las pérdidas de transmisión. 
b) Mitigación de poder de mercado. El diseño integra varias medidas que 
contribuyen a mitigar el ejercicio de poder de mercado. Las principales 
medidas son: el manejo de ofertas basadas en costos variables auditables 
(esto inhibe la especulación de precios) la asignación de la responsabilidad 
de la administración de la producción hidroeléctrica en CENACE, con una 
visión de mediano plazo y con el criterio de mínimo costo variable de 
producción (esto evita el ejercicio de poder dominante por parte de las 
grandes centrales hidroeléctricas), la realización del mercado de un día de 
adelanto (esto elimina el incentivo de especular con la capacidad 
disponible en el mercado de balance). 
 
 23
c) Eficiencia económica. El criterio de menor costo variable de producción, 
utilizado en el predespacho y en el despacho de balance, promueve la 
eficiencia económica de corto plazo. 
d) Flexibilidad del diseño. El diseño del mercado interno puede fácilmente 
adecuarse para dar lugar a variantes atractivas, como es la de un mercado 
de excedentes en el cual no se administra un pago de capacidad sino que 
todo comercializador de energía está obligado a contratar por su cuenta la 
capacidad suficiente para cubrir su propia demanda agregada más un 
requisito de reserva. 
 
A raíz de este Mercado Interno se ha generado un registro histórico de los 
resultados que ha permitido el análisis minucioso del desempeño del mercado desde su 
inicio a la fecha. Es importante mencionar que los precios nodales de energía obtenidos 
en el mercado de un día en adelanto y del mercado de balance están disponibles en la 
página electrónica de CFE conformando así un valioso banco de datos. 
 
1.4 PORTEO DE ENERGÍA ELÉCTRICA 
 
Porteo de energía eléctrica o también llamado servicio de transmisión de energía 
eléctrica, se refiere al hecho de transportar la energía producida en plantas generadoras de 
electricidad hasta los diversos consumidores de esta energía llamados genéricamente 
centros de carga, a través de las líneas de alta tensión que conforman la red de un sistema 
de potencia. Visto desde otro punto de vista podemos hacer la analogía de un producto de 
uso cotidiano que es fabricado en otra ciudad, fácilmente nosotros podemos ir a la tienda 
de la esquina y comprarlo al mismo precio que en las demás tiendas de la localidad, sin 
embargo para que ese producto llegue a la tienda, seguramente muchos productos fueron 
transportados dentro de un trailer desde la fábrica en Hermosillo hasta una bodega 
mayorista en Monterrey que posteriormente se encargó de vender a distribuidores el 
producto con un precio un poco mayor debido al costo del transporte si este fue 
contratado. Es muy probable que ese mismo producto se pueda comprar a un precio 
menor en la ciudad de Hermosillo puesto que no hay que transportarlo. Esta analogía con 
el porteo se ejemplifica mejor en la Fig. 1. 5: 
 
 
 24
 
Fig. 1. 5 Analogía del porteo de electricidad con el transporte de productos manufacturados. 
 
En pocas palabras, el transporte es un servicio necesario desde que un producto no 
se consume en el mismo lugar que produce, incluida la energía eléctrica. El transporte no 
es gratis. 
 
Debido a que la potencia eléctrica es un torrente que fluye por donde encuentra 
menor resistencia, no es posible conducirla con seguridad por un camino deseado,razón 
por la cual se han propuesto diversos métodos de estimar el valor económico de este 
servicio basándose en el uso de la red, de la demanda máxima e incluso de estimar de 
manera aproximada el camino que esta energía podría recorrer. La mayoría de métodos 
de asignar costos de porteo son adecuaciones de uno de 3 métodos básicos [4]: 
 
1) El método de la estampilla 
2) El método de la trayectoria acordada 
3) El método del MW-Milla 
 
El método elegido, en todo caso, debe cubrir el costo de las actividades de 
operación, mantenimiento, pérdidas óhmicas, inversión y expansión. También es muy 
recomendable que sea simple, transparente, y que promueva la operación eficiente del 
mercado [5]. 
 
1.5 MÉTODO DE LA ESTAMPILLA 
 
Este método ha sido ampliamente aplicado en los Estados Unidos de 
Norteamérica generalmente es una tarifa con formato de costos de $/kW. Es una tarifa 
 
 25
promedio que toma en cuenta todos los costos que debe cubrir el servicio y se cobra a 
cada usuario en base a la demanda pico de la red ya que es natural que los sistemas se 
diseñen de acuerdo a las condiciones de demanda máxima posible. 
 
Para este método no importa que tan cerca o alejada se encuentre la carga 
alimentada del centro de generación, ya que se considera que la energía producida en un 
punto se consume en los alrededores del mismo modo que la carga se alimenta de la red 
obedeciendo únicamente a los voltajes en cada nodo del sistema. 
 
La principal ventaja del método es su sencillez, sin embargo no da indicios sobre 
como planear el crecimiento del sistema de transmisión. 
 
1.6 HABILIDAD DE TRASLADO DISPONIBLE 
 
También llamado en este documento ATC por su origen en la lengua inglesa 
Available Transfer Capability, que es una habilidad del sistema para mover potencia de 
un punto hacia otro y se mide en términos de potencia. Aquí queda implícito que el ATC 
es válido únicamente para un punto de inyección y uno de carga es decir, para una 
trayectoria y un sentido únicamente [6]. 
 
Es importante hacer la distinción entre capacidad de transmisión y habilidad de 
traslado, ya que la primera se refiere a los límites técnicos de cada equipo en general. 
Todo equipo eléctrico tiene una capacidad de funcionamiento máximo medido en 
potencia, y en general podríamos decir que una trayectoria de transmisión formada por 
una cadena de equipos tiene una capacidad igual a la del elemento de menor capacidad 
[2]. 
 
Por otro lado, dependiendo de los niveles de voltaje, límites térmicos de las líneas, 
flujos de energía, estabilidad y condiciones del sistema, la habilidad de traslado del 
sistema puede ser considerablemente mayor o menor que la capacidad de las líneas. Por 
ejemplo, supongamos que entre 2 nodos existe una línea con una capacidad de 500 MW, 
y se tiene un flujo de A a B de 300 MW, entonces la capacidad restante de la línea es de 
200 MW que sería el ATC de A a B, sin embargo la habilidad de traslado disponible de B 
a A es en este caso de 800 MW. 
 
Calcular el ATC no es tan sencillo como en el ejemplo, pues se tienen que tomar 
en cuenta los compromisos existentes de transmisión, márgenes de confiabilidad de 
transmisión y márgenes de beneficio de capacidad de acuerdo a lo establecido por la 
NERC entre otras cosas. El ATC es calculado para un intervalo de tiempo en específico. 
 
1.7 PRECIOS MARGINALES LOCALES 
 
Se define como el costo de suministrar un MW adicional de carga en una 
ubicación específica al mínimo costo de toda la generación disponible dentro de los 
 
 26
límites de transmisión. Se les nombra como LMP por sus siglas en ingles de Located 
Marginal Price. 
 
Los LMP se componen de 3 elementos básicos para su cálculo: 
 
⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜
⎝
⎛
+⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜
⎝
⎛
+⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜
⎝
⎛
=
Pérdidas de 
Marginal Costo
Congestión
por Costo 
Generación de 
Marginal Costo
LMP 
 
En un sistema de potencia, los LMP pueden ser diferentes para cada nodo de la 
red luego que se toman en cuenta las congestiones del sistema. 
 
Para entender mejor el concepto de LMP imaginemos un sistema eléctrico que 
siguiendo las reglas de despacho económico para obtener el costo de generación mas bajo 
y considerando que el sistema de transmisión tiene un límite operativo infinito en todas 
sus líneas (no importan los límites de voltaje, límites térmicos o límites de estabilidad), 
entonces en una región con centros de carga y generadores se obtiene un LMP igual para 
todos los nodos del sistema el cual aumentará escalonadamente conforme aumenta la 
demanda. Así el LMP de cada nodo estará compuesto por: 
 
⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜
⎝
⎛
+⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜
⎝
⎛
=
Pérdidas de 
Marginal Costo
Generación de 
Marginal Costo
LMP 
 
Esto quiere decir que esta costando lo mismo satisfacer la demanda en todos los 
puntos del sistema. Por ejemplo, supongamos que en sistema eléctrico de la Fig. 1. 6 se 
tiene una demanda total de 250 MW que es satisfecha por una planta generadora G1 con 
una capacidad máxima de 400 MW muy eficiente a un costo de US$10/MW, 
despreciando el efecto de las pérdidas, al calcular el LMP en todos los nodos del sistema 
resultaran ser iguales. 
 
 
 27
L2 
50 MW
L3 
200 MW
G3 
0 MW
$20/MW
G1 
250 MW
$10/MW
Área 1
Área 2
Área 3
100
 MW
150 MW
50 MWLínea 1-3
200 MW
Límite térmicoLMP 1
$10/MW
LMP 3
$10/MW
LMP 2
$10/MW
 
Fig. 1. 6 Sistema eléctrico funcionando con despacho económico y sin congestiones. LMPs iguales. 
 
Si ahora establecemos que las líneas tienen límites térmicos finitos y diferentes 
entre sí, entonces al aumentar gradualmente la demanda del sistema llegará el momento 
en que alguna de las líneas llegue primero a su límite térmico de transmisión antes que las 
demás y por lo tanto no será posible seguir alimentando las cargas conforme a las reglas 
de despacho, es decir, habrá que desviarse de la estrategia mas óptima para mantener la 
estabilidad del sistema. 
 
La siguiente estrategia mas económica es hacer llegar dicha línea a su límite de 
operación y alimentar a la carga que provocó esa congestión con otras fuentes de energía 
mas cercanas y lo mas económicas posible. El hecho de alejarse del caso óptimo implica 
un cambio en el costo marginal de generación y pérdidas que generalmente es un 
aumento. Este aumento es el costo por congestión de la transmisión. En el ejemplo 
anterior, ahora podemos suponer que el sistema aumenta su demanda por estar en horario 
pico llegando a 400 MW totales los cuales podrían ser suministrados por el generador G1 
de acuerdo al despacho económico a un costo de US$10/MW, sin embargo, debido a la 
limitación técnica de la línea que conecta a las áreas 1 y 3, es imposible que G1 satisfaga 
la demanda. Por lo tanto para mantener la confiabilidad del sistema es necesario 
despachar el generador G3 durante el tiempo que dure la demanda alta, el cual es mucho 
más caro para reducir el flujo en la línea de 1 a 3, la cual ya se encuentra congestionada. 
El resultado es diferentes LMP para cada nodo debido a los altos costos de generación de 
G3 como se puede apreciar en la Fig. 1. 7: 
 
 
 28
L2 
75 MW
L3 
325 MW
G3 
62 MW
$20/MW
G1 
338 MW
$10/MW
Área 1
Área 2
Área 3
138
 MW
200 MW
63 MWLínea 1-3
200 MW
Límite térmicoLMP 1
$10/MW
LMP 3
$20/MW
LMP 2
$15/MW
Línea 
congestionada
 
Fig. 1. 7 Sistema eléctrico con línea trabajando a su límite térmico. LMPs diferentes. 
 
Cuando las líneas se congestionan, entonces los LMP para cada nodo suelen ser 
diferentes. Claramente los LMP son valores instantáneos y dependen del nodo en 
cuestión como se puede ver en este ejemplo sencillo y pese a que en la realidad los 
efectos son mucho más complejos de analizar, el efecto a fin de cuentas es el mismo. 
 
En los mercados de energía los LMP se calculan para todos los nodos y para todas 
las horas del día en 2 mercados: en el mercado del día previo y en el mercado en tiempo 
real. Es decir, un día antes se calculan los precios que tendrán los nodos al día siguiente 
en base a los pronósticosde demanda hechos en cooperación con los centros de carga, 
comercializadores, distribuidores, etc., así como con los costos de producción declarados 
por los generadores. Posteriormente, según vaya avanzando el día y se vaya comportando 
la demanda, las restricciones y los eventos inesperados como las fallas, se van calculando 
en tiempo real los LMP que generalmente varían muy poco con respecto al pronóstico. 
En la Fig. 1. 8 podemos apreciar las variaciones en los valores promedio de los LMP del 
mercado en tiempo real contra los LMP pronosticados para el año de 2007 en el mercado 
de energía PJM Interconnection [8]: 
 
 
 29
 
Fig. 1. 8 Valores promedio de los LMP para el 2007 en el mercado de PJM Interconnection. 
Tomado del “2007 State of the Market Report” de PJM. 
 
Como se puede observar, las diferencias son mayores las horas de mayor 
consumo de energía ya que es más difícil pronosticar la demanda para las horas pico, 
caso contrario para las horas de la madrugada en que la demanda esta muy controlada. 
 
 
 
 
 30
CAPÍTULO 2 
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA. 
 
2.1 SITUACIÓN ACTUAL 
 
En el sistema eléctrico mexicano se permite la generación de energía eléctrica 
para el consumo de las empresas, a través de las modalidades de autoabastecimiento y 
cogeneración. En éstas modalidades es muy importante el servicio de porteo de la energía 
eléctrica, debido a que es muy común que los centros de consumo estén en lugares 
apartados de las plantas generadoras. 
 
Para la modalidad de autoabastecimiento remoto, el costo de porteo de energía se 
traslada del suministrador, que puede ser la Comisión Federal de Electricidad o la 
Compañía de Luz y Fuerza del Centro, al centro de consumo que es miembro de la 
sociedad de autoabastecimiento. El costo de éste servicio se determina utilizando una 
metodología que se describe en el capítulo 3. Para la industria que recibe éste servicio, es 
común que opinen que el costo del porteo de la energía eléctrica resulta [9]: 
 
• Aparentemente caro, 
• La selección de los escenarios no es clara, al parecer es arbitraria, 
• No es transparente la determinación del costo, y 
• Que su variabilidad afecta la planeación financiera de los negocios. 
 
Adicionalmente, las empresas encuentran que la metodología que se utiliza para 
determinar el costo del porteo es muy difícil de entender debido a la gran cantidad de 
factores que se utilizan y que se desconoce como se obtienen y sus valores, el cobro por 
el servicio de porteo es único para la sociedad de autoabastecimiento y no se puede saber 
exactamente cuanto le corresponde a cada centro de consumo. Otro de los problemas que 
se ha encontrado es que la metodología se aplica sola para casos que tienen un punto de 
inyección de energía y muchos centros de carga tal y como se especifica en los modelos 
de contrato vigente emitido por la CRE en 1996 [10]. Está el caso de PEMEX que tiene 
23 puntos de generación con más de cien centros de consumo. 
 
 La metodología para calcular el costo del servicio de porteo se comenzó a utilizar 
en 1994 y no ha tenido cambios significativos hasta ahora. En ese entonces se pensó que 
se presentarían pocas solicitudes. Se tiene registrado que entre 1995 y 2005 el 
crecimiento de ventas de energía por autoabastecimiento tuvo una tasa media de 
crecimiento anual de 10.5%, y se espera que para los próximos 10 años se observe un 
crecimiento anual de 1.5%. Al cierre del año de 2007, la capacidad instalada de los 
sistemas de autoabastecimiento y cogeneración suman un total de 5,865 MW, de los 
 
 31
cuales 1,433 MW alimentan cargas remotas. Tomando en cuenta que la capacidad 
instalada para el servicio público en al cierre de marzo de 2008 era de 49,893.34 MW, se 
ve que es evidente la importancia de contar con un servicio de porteo que facilite la 
operación de dichos esquemas [11]. 
 
Aunado a todo esto se encuentra el marco regulatorio del sector eléctrico 
mexicano, el cual señala en la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica que si bien, 
no se reconocen como servicio público las modalidades de autoabastecimiento, 
cogeneración, pequeña producción, etc., las actividades como generación, transmisión y 
distribución de la energía así como la planeación y mantenimiento del Sistema Eléctrico 
Nacional sí constituyen un servicio público, razón por la cuál el servicio de porteo ha 
quedado secundario a las prioridades del suministrador, el cual, básicamente es un 
servidor público. 
 
Otro de los factores que influyen en los problemas anteriormente descritos es la 
falta de mecanismos que aseguren la transparencia en la información referente a los 
elementos que se toman en cuenta dentro de la metodología del porteo, es decir, la 
metodología actual no reconoce la publicación de ciertos factores (CT, CMCgen, 
CMCtransva, etc., como se verá posteriormente) ni da derecho explícito a las sociedades 
de autoabastecimiento a conocerlos. 
 
Las referencias especializadas en el tema muestran una clara tendencia hacia la 
apertura de los mercados energéticos, como el de la electricidad, donde la transparencia 
para la determinación de los costos de cualquier operación es un factor indispensable. 
 
2.2 PROBLEMÁTICA EN EL SERVICIO DE PORTEO 
 
En base a la situación actual, se ha detectado que en el sector privado hay interés 
por incrementar la participación de los esquemas de autoabastecimiento. El servicio de 
porteo es muy importante y se espera que sea más relevante cuando se generalice el uso 
de fuentes renovables de energía como la eólica. No se aprecia disponibilidad por parte 
de las compañías suministradoras para hacer eficiente la administración de éste servicio. 
 
2.3 POSIBLE SITUACIÓN FUTURA 
 
Se tiene información de que habrá cambios en la manera de cobrar el servicio de 
porteo de energía eléctrica. Estos cambios apuntan hacia un modelo basado en diferencias 
de costos marginales nodales como el utilizado exitosamente por la Interconexión PJM en 
el mercado de energía al noreste de los Estados Unidos de Norteamérica. En el caso de 
que se implemente con éxito la metodología descrita, el sistema mexicano de energía 
eléctrica sería bastante competitivo. 
 
 32
2.4 OBJETIVOS DE ESTE TRABAJO 
 
Analizar las necesidades no cubiertas por la metodología actual de porteo, en base 
a las opiniones de experiencias reales en la industria. Como parte del análisis, se revisará 
la metodología actual de porteo. Adicionalmente, se estudiará en detalle la metodología 
de la Interconexión PJM. Finalmente, se compararán las dos metodologías para tener un 
panorama sobre las fortalezas y debilidades de cada metodología. 
 
En base a los análisis anteriores se llegará a un resumen de la manera en cómo 
ambas metodologías, la del mercado de PJM y la mexicana, atacan las diferentes 
necesidades del sistema y cómo lo perciben los usuarios que pagan por el servicio. 
 
El análisis y la comparación, servirá para entender el enfoque que tomará la nueva 
metodología de porteo en México que, de aprobarse, implicará muchos cambios y 
conceptos poco conocidos por el sector industrial. 
 
 
 
 33
CAPÍTULO 3 
METODOLOGÍA ACTUAL DE PORTEO EN MÉXICO. 
 
Debido a las funciones de la CFE y el fin último de la infraestructura del sistema 
eléctrico nacional, es necesario como primer paso definir si es posible ofrecer el servicio 
de porteo para las condiciones que pretende la sociedad de autoabastecimiento para no 
disminuir la calidad del servicio público. 
 
El procedimiento que se sigue típicamente para llegar a celebrar un convenio para 
el servicio de transmisión de energía eléctrica se puede enumerar en los siguientes pasos 
[12]: 
 
1. Primer contacto: página de la CRE (www.cre.gob.mx), ahí se pueden hacer varias 
estimaciones mediante una herramienta en línea del costo de portear cierta 
cantidad de potencia, se ofrecen 2 nodos de generación y hasta 58 nodos de carga. 
Se corre un análisis y se envían los resultados por correo electrónico(registro 
previo) y también se pueden ver en la misma página de Internet de ser factible. 
Otra manera es revisar las matrices de cargos publicadas en la CRE. 
2. Una vez seleccionada la alternativa conveniente, hay que acudir a la compañía 
suministradora, CFE o LyFC para “conocer el costo final del servicio” solicitando 
un estudio correspondiente. 
3. La solicitud se envía a la Subdirección de Programación (SP) de CFE. Y 
posteriormente el suministrador determina el costo del estudio con base a las 
RES/217/2001 y RES/072/2002 publicadas el 10 de diciembre de 2001 y 21 de 
mayo de 2002 respectivamente. Dicha solicitud deberá incluir datos precisos de la 
sociedad de autoabastecimiento tales como: capacidad de la central eléctrica, 
razón social, dirección, número de cuenta con el suministrador, voltaje de 
suministro, capacidad de porteo para cada punto de carga, mapa de ubicación de 
la central de generación y por último, fecha de inicio del servicio de porteo. 
4. Después de que el estudio se ha pagado se realiza el estudio de factibilidad de 
acuerdo a la metodología vigente y al término de éste se envía una respuesta al 
solicitante con los cargos por servicio de transmisión y la memoria de cálculo. 
5. De resultar factible, se celebra un convenio (contrato de interconexión) entre el 
permisionario y el suministrador. 
 
La metodología vigente para realizar los cobros mensuales al permisionario de la 
sociedad de autoabastecimiento publicada por el DOF el 19 de septiembre de 2001, 
aparece con el nombre de “METODOLOGIA PARA LA DETERMINACION DE LOS 
CARGOS POR SERVICIOS DE TRANSMISION DE ENERGIA ELECTRICA”, la cual 
se divide a su vez en 2 sub-metodologías, una para el caso de tensiones iguales o mayores 
de 69 kV y la segunda para tensiones menores a este valor. 
 
http://www.cre.gob.mx/
 34
Primero analizaremos la metodología para tensiones mayores o iguales a 69 kV, 
haciendo referencia a experiencias obtenidas en la práctica y al final veremos la segunda 
parte de la metodología. 
 
3.1 METODOLOGÍA PARA TENSIONES IGUALES O MAYORES A 69 
KV 
 
En esta parte de la metodología se distinguen 3 cargos principales [13]: 
 
• Costo fijo por uso de la red o CFUR 
• Costo variable por uso de la red o CVUR 
• Costo fijo por administración del convenio o CAC 
 
Y están definidos en base a simulaciones minuciosas que tienen por objeto 
estimar el impacto del servicio de porteo para una sola sociedad de autoabastecimiento en 
la infraestructura de transmisión del SEN. 
 
3.1.1 Costo fijo por uso de la red 
 
El primer paso es realizar un estudio de flujos de potencia en la red con todos los 
elementos en tensiones iguales o superiores a 69 kV del SEN. Esta simulación tiene por 
objeto estimar en este caso la manera de cómo el servicio de porteo solicitado aumentaría 
el uso total de la red, es decir, en resumidas cuentas pretende cuantificar que tanto 
aumenta el flujo de potencia en las redes de transmisión del país. 
 
El estudio de flujos de potencia dará como resultado para cada elemento “j” 4 
valores, correspondientes a los escenarios planteados como: 
 
conjf max Que es el flujo del elemento j con el escenario de máxima demanda con el 
servicio de porteo solicitado. 
 
sinmaxjf Que es el flujo del elemento j con el escenario de máxima demanda sin el 
servicio de porteo solicitado. 
 
conjf min Que es el flujo del elemento j con el escenario de demanda mínima con el 
servicio de porteo solicitado. 
 
sinminjf Que es el flujo del elemento j con el escenario de demanda mínima sin el 
servicio de porteo solicitado. 
 
 
 35
De donde se obtienen los casos de mayor flujo sin importar la dirección de este 
para los casos con y sin el servicio de acuerdo al siguiente criterio: 
 
{ } , max minmax conjconjjcon ffF = 
{ } , max sinminsinmaxsin jjj ffF = 
 
Después con estos 2 valores se calcula el uso de la red del servicio URTser y el 
uso de la red sin el servicio URTsin de acuerdo a la siguiente expresión: 
 
[
⎭
⎬
⎫
⎩
⎨
⎧
−= ∑
j
jjconjser FFwURT 0,*max sin ] (3. 1) 
∑=
j
jj FwURT sinsin * 
 
Donde wj es una constante que indica el costo por MW de cada elemento. 
 
En este punto se puede definir el “costo por uso de la infraestructura de 
transmisión” que forma parte del costo fijo por uso de la red, siendo así: serCT
 
sin
*
URTURT
URT
CTCT
ser
ser
ser +
= 
 
Donde al factor: 
sinURTURT
URT
ser
ser
+
 
 
se le conoce como “factor de reparto para el servicio” o . Quedando entonces la 
expresión como: 
serr
serser rCTCT *= (3. 2) 
 
Donde CT es el costo incremental total de largo plazo de la red del SEN para los 
niveles de tensión que estamos manejando. 
 
Después se calcula el impacto del aumento de las pérdidas de potencia debido al 
aumento del flujo de potencia en la red que ocasionará el servicio de porteo. Para esto es 
necesario correr nuevamente la simulación en los 4 escenarios planteados pero con el 
objeto no de obtener los flujos de potencia, si no de obtener las pérdidas de potencia P. 
 
 Análogamente al cálculo anterior se obtienen 4 valores: 
 
 
 36
vaj
vaj
convaj
convaj
P
P
P
P
sinmin
sinmax
min
max
 
 
En que se distinguen los niveles de tensión “v” para una región “a”, es decir, se 
obtienen 4 valores por elemento pero agrupados de acuerdo a su nivel de tensión y la 
región a la que pertenecen para después encontrar los escenarios de demanda máxima y 
mínima de acuerdo al criterio siguiente: 
 
{ }
{ } , max
 , max
sinminsinmaxsin
minmax
vajvajvaj
convajconvajjconva
PPP
PPP
=
=
 
 
Siendo así que el aumento positivo o negativo del total de pérdidas de potencia de 
todos los elementos de una misma región y nivel de tensión es: 
 
∑∑ −=Δ
j
vaj
j
jconvaserva PPP sin 
 
Entonces se calcula el costo de infraestructura de transmisión asociado a pérdidas 
de potencia como: 
serva
a
transva
v
PCMC Δ∑∑ * (3. 3) 
 
transvaCMC es el costo mensual de capacidad en transmisión para cada nivel de 
tensión “v” y cada región “a”, el cual resulta de dividir la constante CT entre la capacidad 
del sistema. 
 
Posteriormente de los 4 valores obtenidos de pérdidas de potencia, se toman 
solamente los escenarios con máxima demanda con y sin el servicio para calcular el 
incremento de pérdidas de potencia que se asocia al costo de capacidad de generación: 
 
∑∑ −=ΔΩ
j
vaj
j
convajserva PP sinmaxmaxmax 
 
Entonces el costo de capacidad de generación asociado a pérdidas de potencia 
debido al servicio de porteo solicitado es: 
 
∑∑ ΔΩ
a
serva
v
genCMC max* (3. 4) 
 
 
 37
genCMC representa el costo mensual de capacidad de generación, que se calcula 
como el promedio del costo por capacidad de generación tomando en cuenta las 
diferentes tecnologías usadas por el suministrador. 
 
Hasta aquí son los cargos que integran el costo fijo por uso de la red, cabe señalar 
que el costo (3.4) se puede evitar si el permisionario aporta la potencia necesaria para 
cubrir los gastos asociados para generar estas pérdidas especificándolo en el contrato que 
firman el permisionario y el suministrador. 
 
El CFUR se integra con la suma de (3.2), (3.3) y (3.4) a menos que el 
permisionario decida aportar la potencia correspondiente al tercer sumando. 
 
3.1.2 Costo variable por uso de la red 
 
Así como el costo fijo se basa principalmente en el uso de la red debido a la 
magnitud de los flujos de potencia, el costo variable se basa en la cantidad de energía que 
se ha disipado durante el mes de facturación. Es decir, considera las pérdidas de energía 
adicionales que se generan por el servicio y supone que si el permisionario genera 
exactamente lo que consumen los centros de consumo, entonces el suministrador es quien 
tiene que generar esas pérdidas adicionales, entonces estas pérdidas se calculan para el 
peor escenario y se cobran al permisionario. 
 
La manera de trasladar este costo al permisionario es, primero calculando el 
máximo de pérdidas posibles mediante laexpresión: 
 
vajejeconvaeserva PP sin−=ΔΩ 
 
Que son los mismos valores que se obtuvieron para el costo de capacidad de 
generación asociado a pérdidas de potencia debido al servicio de porteo solicitado, es 
decir, los que se utilizaron para llegar a la expresión (3.4), pero esta vez calculado en 
cada una de las tarifas horarias “e” para ser congruentes con los diferentes precios de la 
energía en horario base, intermedio, punta y semipunta de haberlo. Por lo tanto habrán 
por lo menos 3 valores para y máximo 4. eservaΔΩ
 
Una vez encontrados los valores para cada una de las pérdidas de energía por 
nivel de tensión, región y horario, se multiplican por el número de horas de cada período 
tarifario Tmax de todo el periodo de facturación, obteniendo así el máximo de pérdidas 
de energía posible , es decir: tESΔ
 
∑∑ ΔΩ=Δ
a
eserva
v
t TES *max 
 
 38
 
Teniendo el máximo de pérdidas posible, entonces se calcula el costo total de 
pérdidas de energía sumando el costo de cada una de éstas dependiendo del horario en 
que se producen con la siguiente expresión: 
 
t
t
t ESENER Δ∑ * 
 
Este es un valor constante y para hallar el costo variable se ajusta multiplicando 
este valor obtenido con el factor de carga FC observado para el periodo de facturación de 
todos los centros de consumo de la sociedad de autoabastecimiento. Por lo tanto, el 
CVUR se define como: 
⎥
⎦
⎤
⎢
⎣
⎡
Δ= ∑ t
t
t ESENERFCCVUR ** (3. 5) 
 
Es importante señalar que también este costo (3.5) se puede evitar si el 
permisionario notifica en el contrato al suministrador generar las dichas pérdidas 
adicionales de energía ocasionadas por el servicio de porteo. 
 
3.1.3 Costo fijo por administración del convenio 
 
Es proporcional al número de mediciones instaladas, es decir, para cada fuente de 
generación y cada centro de consumo, es un valor constante que depende de la tensión a 
la cual estén conectados para hacer la medición. En general los determina CFE y los 
aprueba la CRE. 
 
Por ejemplo, para el caso de diciembre de 2003, se obtienen los siguientes costos 
por medidor instalado: 
 
Baja tensión 65.19 $/mes 
Media tensión 252.23 $/mes 
Alta tensión 793.53 $/mes 
 
3.1.4 Costo mínimo por servicios de transmisión solicitados 
 
El costo mínimo por servicios de transmisión solicitados o CMIN, se definen en 
base al total de la energía porteada ETPR de acuerdo a la siguiente ecuación: 
 
ETPRmCMIN *= 
 
Donde “m” representa un costo unitario por energía porteada en tensiones iguales 
o superiores a 69 kV y lo determina el suministrador para luego ser aprobado por la CRE. 
 
 39
Este costo mínimo se aplica únicamente cuando la suma del CVUR más el CFUR resulta 
menor que el CMIN. 
 
En general, el proceso para determinar el cargo mensual de porteo se puede 
visualizar en el siguiente diagrama de la Fig. 3. 1: 
 
 
 40
 
Fig. 3. 1 Diagrama que representa la metodología actual de porteo para tensiones iguales o mayores 
a 69 kV 
 
 41
3.1.5 Herramienta de costeo de la CRE 
 
Con el objetivo de proporcionar transparencia en la aplicación de la metodología 
vigente de porteo, reducir costos de servicios y dar un mejor servicio a usuarios y clientes 
potenciales, la CRE contrató los servicios del Instituto de Investigaciones Eléctricas para 
crear una herramienta de computación para determinar costos de porteo en niveles de 
tensión de 69 kV o superiores aplicando su metodología correspondiente [14]. 
 
Esta herramienta, llamada “Sistema de costeo por servicios de transmisión 
(Porteo)”, está disponible en la página de Internet de la CRE permitiendo a clientes 
potenciales que pudieran necesitar del servicio de porteo revisar las diferentes opciones 
de conexión y elegir la mas conveniente para ellos sin tener que contratar un costoso 
estudio con el suministrador. Esto reduce grandemente tiempo y dinero en la planeación 
hecha por el permisionario. 
 
La herramienta generada está diseñada para conservar la confidencialidad de los 
datos del usuario por medio de varias medidas de seguridad. El procedimiento para poder 
acceder al programa y ser un usuario del mismo se describe a continuación. 
 
El primer paso es entrar a la página de la herramienta de costeo a través de la 
dirección de Internet: https://www.porteo.cre.gob.mx/porteo/homeFS, también es posible 
acceder desde la página de la CRE y buscar el enlace “costos por servicios de 
transmisión”. La página inicial de dicha herramienta se muestra en la Fig. 3. 2: 
 
 
https://www.porteo.cre.gob.mx/porteo/homeFS
 42
 
Fig. 3. 2 Página inicial de la herramienta de costeo 
 
Una vez en esta página inicial, es necesario solicitar el registro a la CRE, para lo 
cual se ubica la liga “registro de usuarios” y después buscar la de “solicitar” la cual nos 
reenviará a un formulario en línea como el que se muestra a continuación en la Fig. 3. 3: 
 
 
 43
 
Fig. 3. 3 Solicitud de registro para tener acceso al portal 
 
 44
En esta solicitud se indican datos personales del usuario, datos a cerca de sus 
actividades profesionales y de la empresa, así como los medios para poder comunicarse 
con el usuario. También aquí es donde se especifica el nombre de usuario (clave de 
usuario) y contraseña (clave de acceso) que queremos utilizar para acceder a la 
herramienta. 
 
Una vez llenada la solicitud se revisan los datos y se envían para su aprobación, el 
tiempo de respuesta no es inmediato y puede tardar algunos días. La respuesta llega vía 
correo electrónico al usuario confirmando su clave de usuario y clave de acceso. 
 
Ya que se cuente con las claves de usuario y de acceso entonces entramos de 
nuevo al sistema en la dirección mencionada anteriormente y se ubica la liga de “costeo”, 
entonces se pedirán las claves necesarias para acceder al sistema como se muestra en la 
Fig. 3. 4: 
 
 
 
Fig. 3. 4 Página electrónica para acceder a la herramienta de la CRE 
 
Automáticamente al acceder al sistema se puede encontrar una página en la que 
hay que especificar datos técnicos del servicio deseado, como el año para el cual se va a 
hacer el estudio, la magnitud del servicio, ubicación de las subestaciones a las que se 
interconectarán los centros de consumo y el permisionario así como la potencia en MW 
de cada uno de ellos (2 nodos de generación y hasta 58 centros de consumo). 
Adicionalmente, se puede hacer una pequeña descripción del caso de estudio el cual 
facilitará en lo futuro la ubicación de cada uno de ellos, como se aprecia en la Fig. 3. 5: 
 
 45
 
 
 
 
Fig. 3. 5 Parte del sistema para especificar los datos de entrada del servicio deseado 
 
Una vez que se han introducido los datos se verifica que éstos sean correctos y se 
da clic en “aceptar” para iniciar el estudio. Los resultados tardan aproximadamente unos 
5 minutos en aparecer en el apartado de “resultados” y también se envían por medio de 
correo electrónico a la cuenta que el usuario especificó en la solicitud. Dichos resultados 
se almacenan por fecha de solicitud en el sistema y pueden ser revisados solamente por el 
usuario cuando lo desee. 
 
Una de las grandes ventajas del sistema es la flexibilidad de poder elegir un buen 
número de centros de consumo con diferentes potencias, además de que por las 
características del programa se deben obtener resultados confiables de costos de porteo, 
siempre y cuando los parámetros se mantengan actualizados. Es evidente que la manera 
de obtener estos costos es muy rápida y no tiene ningún costo, por lo que prácticamente 
cualquiera puede tener acceso a estos estudios. 
 
 
 46
Claro que también es necesario conocer los nombres de las subestaciones a las 
cuales se conectarán las cargas y todas ellas deben estar en tensiones mayores o iguales a 
69 kV. 
 
En la práctica esto se vuelve un inconveniente muy fuerte, ya que para un centro 
de consumo o socio en particular es difícil estimar o conocer sus costos reales de porteo 
aplicando la metodología por medio de