ANEXO D centrales electricas

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Metodología, Criterios y Términos para 
Contratos Legados 
 
 
 
Secretaría de Energía 
Subsecretaría de Electricidad 
 
Agosto de 2017 
 
 
 
1 
 
 
Contenido 
I. Antecedentes 2 
II. Objetivos de los Contratos Legados 2 
III. Fuentes de información 3 
IV. Universo de centrales 5 
V. Metodología y Criterios para la selección de Centrales Legadas 13 
VI. Resultado de la Evaluación: Proyectos seleccionados para Contratos Legados 17 
VII. Términos comerciales de los Contratos Legados 20 
A. Esquemas de Contratación 20 
Centrales térmicas de la CFE 20 
Centrales de Energía renovable de CFE 20 
Centrales PIE 21 
B. Cantidades incluidas en los Contratos Legados 21 
Certificados de Energías Limpias 22 
C. Costos incluidos en los Contratos Legados 23 
D. Factores de ajuste 25 
VIII. Centrales de Menor Costo 27 
IX. Fuentes de Información 27 
Anexo 1 Determinación de la tarifa nivelada de los contratos de reserva de capacidad que tiene la 
CFE para el transporte de gas natural 30 
Información utilizada y consideraciones: 30 
Metodología y Resultados: 31 
Anexo 2 Selección de Centrales para Contrato Legado, bajo escenario inicial y final 38 
Anexo 3 Centrales eléctricas legadas y centrales externas legadas que serán asociadas en prioridad a 
los usuarios domésticos 44 
Anexo 4 Desmantelamiento de la Central Nucleoeléctrica Laguna Verde 45 
Central Nucleoeléctrica Laguna Verde (CNLV) 45 
Anexo 5 Ajustes posteriores a la solicitud de Opinión de la CRE en agosto 2016. 47 
 
 
2 
 
I. Antecedentes 
El artículo Décimo Noveno Transitorio de la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) señala que los 
Suministradores de Servicios Básicos tendrán la opción de celebrar Contratos Legados bajo la 
figura de Contratos de Cobertura Eléctrica
1
, con precios basados en los costos y contratos 
respectivos, que abarcan la energía eléctrica y Productos Asociados
2
 de cada Central Eléctrica 
Legada y Central Externa Legada. 
Para ello, la Secretaría de Energía, con opinión de la Comisión Reguladora de Energía, establece los 
términos, plazos, criterios, bases y metodologías de los Contratos Legados para el Suministro 
Básico y determina los mecanismos de evaluación de los mismos. 
Las Centrales Eléctricas Legadas son aquellas centrales que, a la entrada en vigor de la LIE, no 
estaban incluidas en un permiso para generar energía eléctrica bajo la modalidad de 
autoabastecimiento, cogeneración, pequeña producción, producción independiente o usos propios 
continuos, y son propiedad de los organismos, entidades o empresas del Estado y se encuentran en 
condiciones de operación, o aquellos cuya construcción y entrega se haya incluido en el 
Presupuesto de Egresos de la Federación antes del 11 de agosto del 2014 en modalidad de inversión 
directa. 
Por su parte, las Centrales Externas Legadas son centrales que, a la entrada en vigor de la Ley estén 
incluidas en un permiso para generar energía eléctrica bajo la modalidad de producción 
independiente, o aquellas cuya construcción y operación se haya incluido en el Presupuesto de 
Egresos de la Federación, antes del 11 de agosto del 2014, en modalidad de inversión condicionada. 
Es importante destacar que, la LIE es muy específica en señalar que los Contratos Legados deben 
minimizar los costos del Suministro Básico para la reducción de las tarifas finales a los usuarios. 
En el presente documento se establecen los términos, plazos, criterios, bases y metodologías de los 
Contratos Legados para el Suministro Básico establecidos por la Secretaría de Energía. 
 
II. Objetivos de los Contratos Legados 
El principal objetivo de los Contratos Legados es minimizar el costo de energía para el Suministro 
Básico, y que esto se traduzca en menores tarifas para los usuarios finales. 
 
1
 La Ley de la Industria Eléctrica define los Contratos de Cobertura Eléctrica como acuerdos entre participantes del 
Mercado mediante los cuales se obligan a la compraventa de energía eléctrica o Productos Asociados en una hora o fecha 
futura y determinada, o a la realización de pagos basados en los precios de los mismos. Los Contratos de Cobertura 
Eléctrica sirven para reducir la incertidumbre de los precios de mercado al firmar acuerdos bilaterales para fijar el precio 
de la Energía Eléctrica y Productos Asociados durante un tiempo determinado. Los Suministradores de Servicios Básicos 
celebrarán Contratos de Cobertura Eléctrica a través de los Contratos Legados y las Subastas establecidas en las Bases del 
Mercado Eléctrico. Se podrán usar Transacciones Bilaterales para la liquidación de las transacciones especificadas en los 
Contratos de Cobertura Eléctrica. 
2
 Los productos asociados son aquellos vinculados a la operación y desarrollo de la industria eléctrica entre los que se 
encuentran: Potencia, Certificados de Energías Limpias, Derechos Financieros de Transmisión, servicios de transmisión y 
distribución y Control Operativo del Sistema Eléctrico Nacional, así como los otros productos y derechos de cobro que 
definan las Reglas del Mercado. 
3 
 
Adicionalmente, los Contratos Legados sirven como un régimen de transición que permiten al 
Sector Eléctrico transitar de un modelo de industria verticalmente integrada hacia uno donde operan 
todos los mecanismos de mercado previstos por la Ley de la Industria Eléctrica y en las Reglas del 
Mercado. 
En particular estos contratos permitirán al Suministrador de Servicios Básicos de la Comisión 
Federal de Electricidad (CFE) cubrir parte de sus necesidades de energía, Potencia, Certificados de 
Energía Limpia (CEL) y Servicios Conexos. 
En este esquema, la contratación de las Centrales Eléctricas Legadas y Centrales Externas Legadas 
se realiza con base en costos históricos y operativos de cada planta, determinados a partir de 
parámetros técnicos y datos históricos; con lo cual, los generadores podrán recuperar sus costos de 
generación. 
De forma complementaria, en la determinación de los Contratos Legados, se buscaron los siguientes 
objetivos: 
 Generar incentivos para operar centrales que sean financieramente viables, reconociéndoles 
ciertos conceptos del Balance General y del Estado de Resultados, en particular el valor de los 
activos y las obligaciones laborales, sin crear incentivos para mantener plantas ineficientes en 
operación o crear ventajas comparativas que inhibirían una competencia justa. 
 Reducir el poder de mercado, al preestablecer precios para la energía, Capacidad, Certificados 
de Energía Limpia (CEL) y Servicios Conexos de las centrales. 
Todos estos elementos, en su conjunto permitirán asegurar que los precios de Suministro Básico 
sean bajos, cumpliendo su principal objetivo. 
Además, al ser contratos financieros se busca garantizar que dichos Contratos Legados no sean 
afectados por cambios en los portafolios de las empresas generadoras de la CFE, y que dichas 
empresas tengan incentivos a realizar mejoras para participar en el Mercado Eléctrico Mayorista, 
ya que sus obligaciones permanecerán sin ajustes. 
III. Fuentes de información 
La Secretaría de Energía recopiló información técnica, operativa y de costos
3
 de 159 plantas 
existentes de la CFE, 28 Productores Independientes de Energía (PIE), así como de los proyectos 
(de inversión financiada directa y financiada condicionada) incluidos en los Presupuestos de 
Egresos de la Federación de 2016 y anteriores (en total 28 proyectos). Estas centrales corresponden 
a la definición de Centrales Eléctricas Legadas y Centrales Externas Legadas, conforme a lo 
establecido por la LIE. 
Para ello, se utilizaron los siguientes insumos: 
 
3
 [2][3][4][5][6][8][12][13][14][15][16] [17] [18][19] [20][21] [22][23][24][25] 
[27][28][29][32][33][34][35][36][38] 
4 
 
1) Base de datos y modelo utilizado para el Programa deDesarrollo del Sistema Eléctrico 
Nacional (PRODESEN) 2015 [13], en específico el Programa Indicativo para la Instalación y 
Retiro de las Centrales Eléctricas (PIIRCE), con el escenario de planeación de 15 años 2015 
– 2029 [36]. 
2) Base de datos y modelo utilizado para el PRODESEN 2016, en específico el PIIRCE, 
utilizando el escenario de planeación de 2016 – 2030 [14]. 
3) Datos técnicos históricos de la operación de las centrales eléctricas (periodo 2010 - 2015) en 
los que se incluyen: 
i. Capacidad bruta: obtenida de la base de datos del PRODESEN, la cual es equivalente a 
la capacidad efectiva reportada en el Catálogo Único de Unidades de Generación de 
CFE [5]; 
ii. Capacidad neta ajustada por disponibilidad: La capacidad ajustada por disponibilidad de 
las centrales y unidades se determinó a partir de la capacidad bruta de cada central, 
descontando el porcentaje de energía para usos propios considerada en el PRODESEN 
[2][3] y la disponibilidad histórica de las centrales [6], a fin de ocupar datos públicos y 
brindar mayor transparencia. Para el caso de la Central Laguna Verde se consideró la 
capacidad bruta posterior a la repotenciación, y por lo tanto la capacidad neta ajustada 
por disponibilidad es la correspondiente a esta nueva capacidad efectiva. 
iii. Generación: obtenida de los registros históricos de generación reportados por el 
CENACE a la SENER [33]; 
iv. Régimen térmico histórico: obtenido a partir de la generación histórica y el consumo de 
combustible reportados en el documento “Generación, Eficiencia Térmica y Consumo 
de Combustibles 2007 - 2014 CFE y PIE” de la CFE [4]; 
v. Disponibilidad histórica de la central: obtenida del documento de la CFE “Unidades 
Generadoras en Operación, Disponibilidad e Indisponibilidad 2010 - 2014”[6]; 
vi. Usos propios de energía: reportados en el documento “Generación, Eficiencia Térmica y 
Consumo de Combustibles 2007 - 2014 CFE y PIE” de la CFE [5]; 
 
4) Balance General, al cierre de diciembre de 2014 [27] y 2015 [28], proporcionados por la 
CFE
4
, desagregado a nivel central de generación en la que se incluye, entre otros: 
i. Valor en libros de los activos netos; 
ii. Costo de las obligaciones laborales; 
iii. Costos fijos de operación y mantenimiento (incluye los conceptos generales de Salarios, 
Prestaciones e IMSS, Terceros, Materiales, Impuestos, Gastos Generales, Costo 
Financiero Directo y Traspaso de Vapor de las Residencias a las centrales geotérmicas y 
costos indirectos). 
5) La CFE realizó un análisis de costos [21] para cada una de sus centrales utilizando criterios 
para la determinación de costos acordes con la presentación de ofertas en el Mercado 
Eléctrico Mayorista según lo establecido en el Manual de Mercado de Energía de Corto 
Plazo. 
6) Otros costos asociados a la operación de la central, reportados por la CFE, tales como: 
 
4
 No se utilizó el Balance General al cierre de 2016 ya que para este hubo una revaloración de los activos; se 
consideró que podría afectar el análisis de costos de las centrales mandatado en el artículo Décimo Noveno 
Transitorio de la LIE. 
5 
 
i. Costo por reserva de capacidad en gasoductos contratados por la CFE 
[15][16][17][18][19][20]. 
ii. Costo para el manejo de carbón en la terminal de Petacalco y su 
ampliación[23][24][25][26]. 
iii. Obligaciones por el desmantelamiento de la central nuclear Laguna Verde5. 
Casos Especiales: 
Para el caso de las hidroeléctricas detalladas a continuación fue necesario utilizar una fuente distinta 
al PRODESEN 2015 para la proyección de generación por haber inconsistencias o porque no se 
modeló la generación de la central: 
 En el caso de C.H. Temascal, se detectó una diferencia significativa entre la generación 
histórica y la generación proyectada en el PRODESEN 2015 por lo que se utilizaron datos 
del PRODESEN 2016. 
 En el caso de la C.H. Encanto se utilizó el promedio histórico pues los valores en 
PRODESEN 2015 no reflejaban las salidas por mantenimientos. 
 En el caso de las centrales hidroeléctricas Tingambato, Santa Bárbara y La Venta se utilizó 
el promedio histórico, de los últimos 10 años, de generación pues estas centrales no fueron 
modeladas en ninguna de las dos ediciones del PRODESEN disponibles a la fecha de 
solicitud de la Opinión a la CRE. 
La central Carboeléctrica C.T. Pdte. Plutarco Elías Calles (Petacalco) cuenta con una capacidad 
instalada de 2,778.60 MW sin embargo, actualmente ésta está limitada por la capacidad de 
suministro y transporte de carbón a 2,100 MW de capacidad efectiva. Por esta razón se hicieron los 
cálculos de capacidad y Potencia a entregar con el estado actual limitado, y en el contrato se 
contempla el incremento eventual en capacidad disponible por la entrada en operación de una nueva 
banda transportadora de combustible. 
Con base en esta información, la Secretaría de Energía realizó un análisis para determinar aquellas 
centrales que serían seleccionadas para recibir un Contrato Legado y los pagos correspondientes 
para dichos contratos. 
IV. Universo de centrales 
De acuerdo los criterios de Centrales Eléctricas Legadas y Centrales Externas Legadas establecidos 
en la LIE, se evaluaron las centrales listadas en la Tabla 1 a continuación, incluyéndose en el 
análisis las centrales existentes así como centrales futuras en proceso de licitación; sin embargo, 
 
5
 Con base en las leyes mexicanas y en las licencias proporcionadas por la Comisión Nacional de Seguridad 
Nuclear y Salvaguardias (CNSNS), la central, sus instalaciones y equipo deben ser desmantelados al concluir 
su operación. La estimación del pasivo necesario para realizar el desmantelamiento se hizo con base en la 
NUREG 1307[32], la cual establece el mecanismo para determinar y actualizar el importe de las provisiones 
para desmantelamiento. Dicho documento considera las mejores prácticas, ya que fue emitido por la 
Comisión Reguladora Nuclear (NRC por sus siglas en inglés) la que ha establecido en el Código Federal de 
Regulaciones (CFR) parte 10 (Energía) capítulo 50.75 la forma matemática para calcular el fondo de 
Desmantelamiento de la Central Nuclear. Dado que es un pasivo mayor a 30 años, el mismo fue descontado a 
su valor presente, utilizando las tasas de mercado de la deuda en dólares. 
6 
 
solo se asignaron contratos a aquéllas que iniciarán operación a más tardar en 2018, con la finalidad 
de reducir el grado de incertidumbre de las centrales no existentes. 
Se evaluaron 155 centrales existentes de la CFE, 28 centrales de PIE existentes, 15 proyectos 
firmes de la CFE y 6 proyectos de PIE. 
Tabla 1: Universo de Centrales candidatas a recibir Contratos Legados 
Central Grupo 
EP
S o 
EF 
Tecnología Región 
Inicio de 
Opera-
ción 
Capaci-
dad 
Bruta 
MW 
Capacida
d Neta 
(con 
Disponibi-
lidad 
total) MW 
C.C.C. Chihuahua II (El 
Encino) 
Existente II Ciclo Combinado 5Norte 2003 619.40 559.70 
C.C.C. Dos Bocas Existente VI Ciclo Combinado 2Oriental 1975 226.00 140.88 
C.C.C. El Sáuz Existente I Ciclo Combinado 3Occidental 1997 591.00 490.73 
C.C.C. Felipe Carrillo Puerto 
(Valladolid) 
Existente VI Ciclo Combinado 9Peninsular 1992 220.00 177.91 
C.C.C. Gómez Palacio Existente III Ciclo Combinado 5Norte 1976 239.80 190.51 
C.C.C. Gral. Manuel Álvarez 
Moreno (Manzanillo I) 
Existente III Ciclo Combinado 3Occidental 2012 1,453.91 1,044.81 
C.C.C. Hermosillo Existente VI Ciclo Combinado 4Noroeste 2005 227.02 186.59 
C.C.C. Huinalá Existente VI Ciclo Combinado 6Noreste 1981 377.66 333.00 
C.C.C. Huinalá II (Monterrey 
II) 
Existente VI Ciclo Combinado 6Noreste 2000 459.49 378.76 
C.C.C. Pdte. Emilio Portes Gil 
(Río Bravo) 
Existente III Ciclo Combinado 6Noreste 2007 211.12 187.05 
C.C.C. Presidente Juárez 
(Rosarito)Existente III Ciclo Combinado 
7Baja 
California 
2004 773.00 672.14 
C.C.C. Samalayuca II Existente IV Ciclo Combinado 5Norte 1998 521.76 444.89 
C.C.C. San Lorenzo Potencia Existente II Ciclo Combinado 2Oriental 2009 382.12 367.00 
C.C.C. Tula Existente II Ciclo Combinado 1Central 1983 489.00 434.75 
C.C.C. Valle de México Existente II Ciclo Combinado 1Central 2002 549.30 290.51 
C.C.I. Baja California Sur I Existente I Combustión Interna 
8Baja 
California 
Sur 
2008 162.70 120.70 
C.C.I. Gral. Agustín Olachea 
A. (Pto. San Carlos) 
Existente II Combustión Interna 
8Baja 
California 
Sur 
1995 104.13 86.14 
C.C.I. Guerrero Negro II 
(Vizcaíno) 
Existente VI Combustión Interna 
8Baja 
California 
Sur 
1985 19.89 15.53 
C.C.I. Santa Rosalía Existente III Combustión Interna 
8Baja 
California 
Sur 
2013 8.00 5.90 
C.E. Guerrero Negro Existente VI Eólica 
8Baja 
California 
Sur 
1999 1.00 0.40 
C.E. La Venta Existente VI Eólica 2Oriental 2007 84.20 28.69 
C.E. Yuumil'iik Existente VI Eólica 9Peninsular 2011 1.50 1.18 
C.FV. Cerro Prieto Existente VI Solar 
7Baja 
California 
2013 5.00 5.00 
7 
 
Central Grupo 
EP
S o 
EF 
Tecnología Región 
Inicio de 
Opera-
ción 
Capaci-
dad 
Bruta 
MW 
Capacida
d Neta 
(con 
Disponibi-
lidad 
total) MW 
C.FV. Santa Rosalía Existente III Solar 
8Baja 
California 
Sur 
2012 1.00 1.00 
C.G. Cerro Prieto Existente VI Geotérmica 
7Baja 
California 
1988 570.00 398.81 
C.G. Humeros Existente VI Geotérmica 2Oriental 2013 41.80 33.23 
C.G. Los Azufres Existente VI Geotérmica 3Occidental 2003 171.60 144.60 
C.G. Tres Vírgenes Existente VI Geotérmica 
8Baja 
California 
Sur 
2000 10.00 5.91 
C.H. 27 de Septiembre (El 
Fuerte) 
Existente I 
Hidroeléctrica 
Mediana Escala 
4Noroeste 1964 59.40 34.19 
C.H. Aguamilpa Solidaridad Existente II 
Hidroeléctrica Gran 
Escala 
3Occidental 1994 960.00 910.04 
C.H. Alfredo Elías Ayub (La 
Yesca) 
Existente II 
Hidroeléctrica Gran 
Escala 
3Occidental 2014 750.00 690.23 
C.H. Ángel Albino Corzo 
(Peñitas) 
Existente I 
Hidroeléctrica Gran 
Escala 
2Oriental 1987 420.00 386.86 
C.H. Bacurato Existente I 
Hidroeléctrica 
Mediana Escala 
4Noroeste 1987 92.00 36.62 
C.H. Bartolinas Existente II Mini hidroeléctrica 3Occidental 1941 0.75 0.48 
C.H. Belisario Domínguez 
(Angostura) 
Existente IV 
Hidroeléctrica Gran 
Escala 
2Oriental 1978 900.00 835.63 
C.H. Bombaná Existente VI 
Minihidro 
Intermitente 
2Oriental 1961 5.24 3.30 
C.H. Boquilla Existente I Mini hidroeléctrica 5Norte 1915 25.00 12.42 
C.H. Botello Existente II 
Minihidro 
Intermitente 
3Occidental 2005 18.00 14.58 
C.H. Camilo Arriaga (El Salto) Existente I 
Minihidro 
Intermitente 
6Noreste 1966 18.00 16.70 
C.H. Chilapan Existente VI 
Minihidro 
Intermitente 
2Oriental 1965 26.00 23.98 
C.H. Cóbano Existente II 
Hidroeléctrica 
Mediana Escala 
3Occidental 1955 60.00 44.70 
C.H. Colimilla Existente II 
Hidroeléctrica 
Mediana Escala 
3Occidental 1950 51.20 5.91 
C.H. Colina Existente I Mini hidroeléctrica 5Norte 1996 3.00 1.64 
C.H. Colotlipa Existente VI Mini hidroeléctrica 2Oriental 1957 8.00 5.91 
C.H. Cupatitzio Existente II 
Hidroeléctrica 
Mediana Escala 
3Occidental 1962 80.00 64.62 
C.H. Electroquímica Existente I 
Minihidro 
Intermitente 
6Noreste 1952 1.44 1.28 
C.H. Encanto Existente VI Mini hidroeléctrica 2Oriental 1951 10.00 7.80 
C.H. Falcón Existente III Mini hidroeléctrica 6Noreste 1955 31.50 15.27 
C.H. Fernando Hiriart 
Balderrama (Zimapán) 
Existente I 
Hidroeléctrica Gran 
Escala 
3Occidental 1996 292.00 267.26 
C.H. Gral. Manuel M. Diéguez 
(Santa Rosa) 
Existente II 
Hidroeléctrica 
Mediana Escala 
3Occidental 1964 70.00 52.50 
C.H. Gral. Salvador Alvarado 
(Sanalona) 
Existente I Mini hidroeléctrica 4Noroeste 1964 14.00 7.28 
8 
 
Central Grupo 
EP
S o 
EF 
Tecnología Región 
Inicio de 
Opera-
ción 
Capaci-
dad 
Bruta 
MW 
Capacida
d Neta 
(con 
Disponibi-
lidad 
total) MW 
C.H. Humaya Existente I 
Hidroeléctrica 
Mediana Escala 
4Noroeste 1976 90.00 35.12 
C.H. Infiernillo Existente III 
Hidroeléctrica Gran 
Escala 
3Occidental 1975 1,200.00 1,122.11 
C.H. Ing. Carlos Ramírez 
Ulloa (El Caracol) 
Existente III 
Hidroeléctrica Gran 
Escala 
2Oriental 1987 600.00 563.86 
C.H. Itzícuaro Existente II 
Minihidro 
Intermitente 
3Occidental 1999 0.62 0.60 
C.H. Ixtaczoquitlán Existente VI 
Minihidro 
Intermitente 
2Oriental 2005 1.60 1.49 
C.H. José Cecilio del Valle Existente VI 
Minihidro 
Intermitente 
2Oriental 1968 21.00 19.42 
C.H. Jumatán Existente II Mini hidroeléctrica 3Occidental 1961 2.18 1.26 
C.H. La Amistad Existente III 
Hidroeléctrica 
Mediana Escala 
6Noreste 1987 66.00 32.94 
C.H. Leonardo Rodríguez 
Alcaine (El Cajón) 
Existente II 
Hidroeléctrica Gran 
Escala 
3Occidental 2007 750.00 696.16 
C.H. Luis Donaldo Colosio 
(Huites) 
Existente I 
Hidroeléctrica Gran 
Escala 
4Noroeste 1996 422.00 389.28 
C.H. Luis M. Rojas 
(Intermedia) 
Existente II Mini hidroeléctrica 3Occidental 1963 5.32 0.92 
C.H. Malpaso Existente I 
Hidroeléctrica Gran 
Escala 
2Oriental 1978 1,080.00 971.83 
C.H. Manuel Moreno Torres 
(Chicoasén) 
Existente IV 
Hidroeléctrica Gran 
Escala 
2Oriental 2004 2,400.00 2,140.21 
C.H. Mazatepec Existente VI 
Hidroeléctrica Gran 
Escala 
2Oriental 1964 220.00 199.66 
C.H. Micos Existente I 
Minihidro 
Intermitente 
6Noreste 1946 0.69 0.49 
C.H. Minas Existente VI 
Minihidro 
Intermitente 
2Oriental 1954 15.00 13.81 
C.H. Mocúzari Existente I Mini hidroeléctrica 4Noroeste 1959 9.60 4.98 
C.H. Oviáchic Existente I Mini hidroeléctrica 4Noroeste 1957 19.20 12.48 
C.H. Platanal Existente II 
Minihidro 
Intermitente 
3Occidental 1954 12.60 10.56 
C.H. Plutarco Elías Calles (El 
Novillo) 
Existente I 
Hidroeléctrica 
Mediana Escala 
4Noroeste 1977 135.00 118.85 
C.H. Portezuelos I Existente VI 
Minihidro 
Intermitente 
2Oriental 1908 5.06 2.36 
C.H. Puente Grande Existente II Mini hidroeléctrica 3Occidental 1946 9.00 2.71 
C.H. Raúl J. Marsal 
(Comedero) 
Existente I 
Hidroeléctrica 
Mediana Escala 
4Noroeste 1991 100.00 31.66 
C.H. San Pedro Porúas Existente II 
Minihidro 
Intermitente 
3Occidental 1958 2.56 1.55 
C.H. Schpoiná Existente VI 
Minihidro 
Intermitente 
2Oriental 1963 2.24 2.08 
C.H. Tamazulapan Existente VI 
Minihidro 
Intermitente 
2Oriental 1962 2.48 2.32 
C.H. Temascal Existente VI 
Hidroeléctrica Gran 
Escala 
2Oriental 1996 354.00 332.21 
C.H. Texolo Existente VI Mini hidroeléctrica 2Oriental 1951 1.60 1.49 
C.H. Tirio Existente II Mini hidroeléctrica 3Occidental 1930 1.10 0.73 
9 
 
Central Grupo 
EP
S o 
EF 
Tecnología Región 
Inicio de 
Opera-
ción 
Capaci-
dad 
Bruta 
MW 
Capacida
d Neta 
(con 
Disponibi-
lidad 
total) MW 
C.H. Tuxpango Existente VI Mini hidroeléctrica 2Oriental 1931 36.00 30.52 
C.H. Valentín Gómez Farías 
(Agua Prieta) 
Existente II 
Hidroeléctrica Gran 
Escala 
3Occidental 1993 240.00 214.02 
C.H. Villita Existente III 
Hidroeléctrica Gran 
Escala 
3Occidental 1973 320.00 293.00 
C.H. Zumpimito Existente II 
Minihidro 
Intermitente 
3Occidental 2012 8.40 7.00 
C.T. Altamira Existente II 
Termoeléctrica 
Convencional 
2Oriental 1978 500.00 371.00 
C.T. Benito Juárez 
(Samalayuca) 
Existente IV 
Termoeléctrica 
Convencional 
5Norte 1985 316.00 252.17 
C.T. Carbón II Existente II Carboeléctrica 6Noreste 1995 1,400.00 1,073.42 
C.T. Carlos Rodríguez Rivero 
(Guaymas II) 
Existente VI 
TermoeléctricaConvencional 
4Noroeste 1978 484.00 291.74 
C.T. Felipe Carrillo Puerto 
(Valladolid) 
Existente VI 
Termoeléctrica 
Convencional 
9Peninsular 1992 75.00 52.96 
C.T. Francisco Pérez Ríos 
(Tula) 
Existente I 
Termoeléctrica 
Convencional 
1Central 1978 1,605.60 1,351.09 
C.T. Francisco Villa Existente III 
Termoeléctrica 
Convencional 
5Norte 1981 300.00 226.97 
C.T. Gral. Manuel Álvarez 
Moreno (Manzanillo I) 
Existente III 
Termoeléctrica 
Convencional 
3Occidental 1983 600.00 363.00 
C.T. Guadalupe Victoria 
(Lerdo) 
Existente II 
Termoeléctrica 
Convencional 
5Norte 1991 320.00 153.04 
C.T. José Aceves Pozos 
(Mazatlán II) 
Existente III 
Termoeléctrica 
Convencional 
4Noroeste 1978 616.00 451.28 
C.T. José López Portillo (Río 
Escondido) 
Existente VI Carboeléctrica 6Noreste 1993 1,200.00 1,010.00 
C.T. Juan de Dios Bátiz 
Paredes (Topolobampo) 
Existente III 
Termoeléctrica 
Convencional 
4Noroeste 1995 320.00 275.00 
C.T. Mérida II Existente VI 
Termoeléctrica 
Convencional 
9Peninsular 1982 168.00 130.85 
C.T. Pdte. Adolfo López 
Mateos (Tuxpan) 
Existente VI 
Termoeléctrica 
Convencional 
2Oriental 1994 2,100.00 1,516.67 
C.T. Pdte. Emilio Portes Gil 
(Río Bravo) 
Existente III 
Termoeléctrica 
Convencional 
6Noreste 1982 300.00 222.18 
C.T. Pdte. Plutarco Elías 
Calles (Petacalco) 
Existente IV Carboeléctrica 3Occidental 1997 2,778.36 2,084.06 
C.T. Poza Rica Existente II 
Termoeléctrica 
Convencional 
2Oriental 1963 246.00 185.90 
C.T. Presidente Juárez 
(Rosarito) 
Existente III 
Termoeléctrica 
Convencional 
7Baja 
California 
1992 320.00 272.03 
C.T. Puerto Libertad Existente III 
Termoeléctrica 
Convencional 
4Noroeste 1987 632.00 545.00 
C.T. Punta Prieta II Existente IV 
Termoeléctrica 
Convencional 
8Baja 
California 
Sur 
1981 112.50 87.17 
C.T. Salamanca Existente I 
Termoeléctrica 
Convencional 
3Occidental 1977 550.00 386.09 
C.T. Valle de México Existente II 
Termoeléctrica 
Convencional 
1Central 1968 450.00 355.82 
C.T. Villa de Reyes Existente I 
Termoeléctrica 
Convencional 
3Occidental 1987 700.00 562.94 
10 
 
Central Grupo 
EP
S o 
EF 
Tecnología Región 
Inicio de 
Opera-
ción 
Capaci-
dad 
Bruta 
MW 
Capacida
d Neta 
(con 
Disponibi-
lidad 
total) MW 
C.T.Manzanillo II Existente IV 
Termoeléctrica 
Convencional 
3Occidental 1989 700.00 561.88 
C.TG. Aragón Existente I Turbogas 1Central 2010 32.00 22.30 
C.TG. Atenco Existente I Turbogas 1Central 2006 32.00 19.84 
C.TG. Caborca Existente III Turbogas 4Noroeste 1978 42.00 29.25 
C.TG. Cancún Existente VI Turbogas 9Peninsular 1979 102.00 82.00 
C.TG. Cd. Constitución Existente III Turbogas 
8Baja 
California 
Sur 
1984 33.22 26.69 
C.TG. Chankanaab Existente VI Turbogas 9Peninsular 1978 53.00 40.00 
C.TG. Chávez (TG. Laguna-
Chávez) 
Existente IV Turbogas 5Norte 1971 28.00 20.06 
C.TG. Ciprés Existente III Turbogas 
7Baja 
California 
1981 27.43 22.85 
C.TG. Ciudad del Carmen Existente VI Turbogas 9Peninsular 2001 47.00 35.36 
C.TG. Coapa Existente I Turbogas 1Central 2009 32.00 23.06 
C.TG. Coyotepec Existente I Turbogas 1Central 2007 64.00 48.00 
C.TG. Cuautitlán Existente I Turbogas 1Central 2007 32.00 20.80 
C.TG. Culiacán Existente III Turbogas 4Noroeste 1980 30.00 21.78 
C.TG. Ecatepec Existente I Turbogas 1Central 2007 32.00 21.87 
C.TG. Fundidora (TG. 
Monterrey) 
Existente IV Turbogas 6Noreste 1971 12.00 9.86 
C.TG. Guerrero Negro II 
(Vizcaíno) 
Existente VI Turbogas 
8Baja 
California 
Sur 
2011 36.50 11.49 
C.TG. Huinalá Existente VI Turbogas 6Noreste 1999 150.00 119.05 
C.TG. Industrial (TG. Juárez) Existente IV Turbogas 5Norte 1977 18.00 14.93 
C.TG. Iztapalapa Existente I Turbogas 1Central 2009 32.00 23.48 
C.TG. La Laguna (TG. 
Laguna-Chávez) 
Existente IV Turbogas 5Norte 1972 56.00 36.38 
C.TG. La Paz Existente IV Turbogas 
8Baja 
California 
Sur 
1977 43.00 33.01 
C.TG. Leona (TG. Monterrey) Existente IV Turbogas 6Noreste 1972 24.00 19.95 
C.TG. Los Cabos Existente III Turbogas 
8Baja 
California 
Sur 
1987 139.66 104.72 
C.TG. Magdalena Existente I Turbogas 1Central 2009 32.00 23.03 
C.TG. Mérida II Existente VI Turbogas 9Peninsular 1981 30.00 21.59 
C.TG. Mexicali Existente III Turbogas 
7Baja 
California 
1976 62.00 50.87 
C.TG. Monclova Existente IV Turbogas 6Noreste 1979 48.00 39.35 
C.TG. Nachi-Cocom Existente VI Turbogas 9Peninsular 1987 30.00 24.22 
C.TG. Nizuc Existente VI Turbogas 9Peninsular 1981 88.00 71.00 
11 
 
Central Grupo 
EP
S o 
EF 
Tecnología Región 
Inicio de 
Opera-
ción 
Capaci-
dad 
Bruta 
MW 
Capacida
d Neta 
(con 
Disponibi-
lidad 
total) MW 
C.TG. Parque (TG. Juárez) Existente IV Turbogas 5Norte 1979 59.00 43.85 
C.TG. Remedios Existente I Turbogas 1Central 2007 32.00 19.80 
C.TG. Santa Cruz Existente I Turbogas 1Central 2009 32.00 21.33 
C.TG. Tecnológico (TG. 
Monterrey) 
Existente IV Turbogas 6Noreste 1974 26.00 21.81 
C.TG. Tijuana Existente IV Turbogas 
7Baja 
California 
1994 210.00 170.87 
C.TG. Universidad (TG. 
Monterrey) 
Existente IV Turbogas 6Noreste 1971 24.00 19.41 
C.TG. Vallejo Existente I Turbogas 1Central 2007 32.00 23.03 
C.TG. Victoria Existente I Turbogas 1Central 2007 32.00 19.22 
C.TG. Villa de las Flores Existente I Turbogas 1Central 2007 32.00 21.59 
C.TG. Xul-Ha Existente VI Turbogas 9Peninsular 2000 39.70 30.41 
C.TG. 229 TG Baja California 
II Fase I 
Existente IV Turbogas 
7Baja 
California 
2015 135.00 107.55 
C.TG. Baja California Sur I 
(Loreto tg) 
Existente I Turbogas 
8Baja 
California 
Sur 
1977 20.00 18.87 
C.TG. Guerrero Negro (Santa 
Rosalia) 
Existente III Turbogas 
8Baja 
California 
Sur 
1984 22.50 14.27 
C.H. Tingambato Existente I Mini hidroeléctrica 1Central 1957 42.00 28.13 
C.H. Gral. Ambrosio Figueroa 
(La Venta) 
Existente VI Mini hidroeléctrica 2Oriental 1965 30.00 21.70 
C.H. Santa Bárbara Existente I Mini hidroeléctrica 1Central 1950 22.00 14.74 
CN. Laguna Verde Existente NA Nucleoeléctrica 2Oriental 1992 1,620.00 1,264.46 
Salamanca Fase I Firme VI 
Cogeneración 
Eficiente 
3Occidental 2015 381.50 184.09 
Azufres III Fase I Firme VI Geotérmica 1Central 2015 53.00 49.25 
Centro I Firme I Ciclo Combinado 1Central 2015 658.30 621.45 
Agua Prieta II Firme II Ciclo Combinado 4Noroeste 2015 390.00 337.49 
Termosolar Agua Prieta II Firme II Solar 4Noroeste 2015 14.00 7.17 
Guerrero Negro Firme VI Combustión Interna 
8Baja 
California 
Sur 
2016 7.50 16.83 
Humeros Firme VI Geotérmica 2Oriental 2016 54.00 47.36 
Baja California Sur V 
(Coromuel) 
Firme I Combustión Interna 
8Baja 
California 
Sur 
2016 49.00 43.39 
Baja California II (SLRC) Firme 
 
Ciclo Combinado 
7Baja 
California 
2019 314.00 - 
Nuevo Guerrero (La Parota) Firme 
Hidroeléctrica Gran 
Escala 
2Oriental 2020 455.00 - 
Valle de México Firme II Ciclo Combinado 1Central 2017 543.00 512.60 
Empalme (Guaymas II) Firme VI Ciclo Combinado 4Noroeste 2017 770.00 726.90 
12 
 
Central Grupo 
EP
S o 
EF 
Tecnología Región 
Inicio de 
Opera-
ción 
Capaci-
dad 
Bruta 
MW 
Capacida
d Neta 
(con 
Disponibi-
lidad 
total) MW 
Chicoasén II Firme IV 
Hidroeléctrica Gran 
Escala 
2Oriental 2018 240.00 237.36 
Empalme II (Guaymas III) Firme IV Ciclo Combinado 4Noroeste 2018 683.00 644.77 
Baja California Sur VI Firme 0 Combustión Interna 
8Baja 
California 
Sur 
2018 43.00 38.08 
Mexicali PIE 
PIE 
Existente 
V Ciclo Combinado 
7Baja 
California 
2003 489.00 458.27 
Fuerza y Energía de 
Hermosillo PIE 
PIE 
Existente 
V Ciclo Combinado 4Noroeste 2001 250.00 237.90 
Naco Nogales PIEPIE 
Existente 
V Ciclo Combinado 4Noroeste 2003 258.00 243.19 
(El Sáuz) PIE 
PIE 
Existente 
V Ciclo Combinado 3Occidental 2002 495.00 467.29 
Mérida III PIE 
PIE 
Existente 
V Ciclo Combinado 9Peninsular 2000 484.00 456.91 
Transalta Campeche PIE 
PIE 
Existente 
V Ciclo Combinado 9Peninsular 2003 252.40 238.27 
Valladolid III PIE 
PIE 
Existente 
V Ciclo Combinado 9Peninsular 2006 525.00 495.61 
Altamira II PIE 
PIE 
Existente 
V Ciclo Combinado 2Oriental 2002 495.00 467.29 
Altamira III y IV PIE 
PIE 
Existente 
V Ciclo Combinado 2Oriental 2003 1,036.00 978.01 
Altamira V PIE 
PIE 
Existente 
V Ciclo Combinado 2Oriental 2006 1,121.00 1,058.25 
Monterrey III (Dulces 
Nombres) PIE 
PIE 
Existente 
V Ciclo Combinado 6Noreste 2002 449.00 423.87 
Río Bravo II (Anáhuac) PIE 
PIE 
Existente 
V Ciclo Combinado 6Noreste 2002 495.00 467.29 
Río Bravo III PIE 
PIE 
Existente 
V Ciclo Combinado 6Noreste 2004 495.00 467.29 
Río Bravo IV PIE 
PIE 
Existente 
V Ciclo Combinado 6Noreste 2005 500.00 472.01 
Saltillo PIE 
PIE 
Existente 
V Ciclo Combinado 6Noreste 2001 247.50 233.65 
Tamazunchale PIE 
PIE 
Existente 
V Ciclo Combinado 6Noreste 2007 1,135.00 1,071.47 
La Venta III PIE 
PIE 
Existente 
V Eólica 2Oriental 2012 102.85 36.02 
Oaxaca I PIE 
PIE 
Existente 
V Eólica 2Oriental 2012 102.00 41.40 
Oaxaca II PIE 
PIE 
Existente 
V Eólica 2Oriental 2012 102.00 37.77 
Oaxaca III PIE 
PIE 
Existente 
V Eólica 2Oriental 2012 102.00 37.67 
Oaxaca IV PIE 
PIE 
Existente 
V Eólica 2Oriental 2012 102.00 41.22 
Tuxpan II (Tres Estrellas) PIE 
PIE 
Existente 
V Ciclo Combinado 2Oriental 2001 495.00 467.29 
Tuxpan III y IV PIE 
PIE 
Existente 
V Ciclo Combinado 2Oriental 2003 983.00 927.98 
Tuxpan V PIE 
PIE 
Existente 
V Ciclo Combinado 2Oriental 2006 495.00 467.29 
13 
 
Central Grupo 
EP
S o 
EF 
Tecnología Región 
Inicio de 
Opera-
ción 
Capaci-
dad 
Bruta 
MW 
Capacida
d Neta 
(con 
Disponibi-
lidad 
total) MW 
La Laguna II PIE 
PIE 
Existente 
V Ciclo Combinado 5Norte 2005 498.00 470.12 
Norte (PIE) 
PIE 
Existente 
V Ciclo Combinado 5Norte 2010 450.00 424.81 
Norte II PIE 
PIE 
Existente 
V Ciclo Combinado 5Norte 2013 433.00 408.76 
Transalta Chihuahua III PIE 
PIE 
Existente 
V Ciclo Combinado 5Norte 2003 259.00 244.50 
Baja California III (La 
Jovita)_PIE 
PIE 
proyecto 
V Ciclo Combinado 
7Baja 
California 
2016 294.00 277.54 
Norte III (Juárez)_PIE 
PIE 
proyecto 
V Ciclo Combinado 5Norte 2017 906.00 855.29 
Noroeste (Topolobampo 
II)_PIE 
PIE 
proyecto 
V Ciclo Combinado 4Noroeste 2018 778.00 734.45 
Topolobampo III_PIE 
PIE 
proyecto 
V Ciclo Combinado 4Noroeste 2018 686.00 647.60 
Noreste (Escobedo)_PIE 
PIE 
proyecto 
V Ciclo Combinado 6Noreste 2018 889.00 839.24 
Sureste I Fase II 
PIE 
proyecto 
V Eólica 2Oriental 2015 102.00 40.25 
 
V. Metodología y Criterios para la selección de Centrales Legadas 
A fin de seleccionar aquellas centrales eléctricas que resultan económicas para el Suministro 
Básico, se decidió utilizar tanto el PIIRCE 2015 como el PIIRCE 2016. Para ello, la SENER aplicó 
la siguiente metodología: 
1) Se obtuvo el margen operativo promedio anual (PIIRCE 2015) de cada central, durante el 
periodo 2015 - 2029, el cual es resultado neto de la generación entregada de cada central 
valuada al Precio Marginal Local (PML) que recibiría la central entregada en su nodo menos 
sus costos fijos y variables de operación y mantenimiento. 
2) Los flujos operativos anuales fueron descontados a una tasa del 10% a fin de determinar 
aquellas centrales con un valor presente neto (VPN) mayor a cero, que serán consideradas 
como económicas para el Suministrador de Servicios Básicos. Las centrales económicas, 
fueron seleccionadas para recibir un Contrato Legado; ya que dichas centrales podrían 
participar en el Mercado Eléctrico Mayorista, obteniendo un margen operativo positivo. 
Al ser seleccionadas para recibir un Contrato Legado se garantiza que este margen operativo 
sea trasladado a los usuarios del Suministro Básico, en lugar de pasar a los generadores, con 
lo cual se garantiza la minimización de costos para sus usuarios. 
3) La duración del Contrato Legado se determinó al identificar el año en el que el VPN de la 
central alcanzaba su punto máximo. Así, el año en el que alcanza su máximo valor 
corresponde a la duración del contrato. 
 
14 
 
Gráfica 1.- Evolución Capacidad Neta cubierta 
por Contratos Legados (ingresos por energía), 
Baja California Sur 
 
Gráfica 2.- Evolución Capacidad Neta cubierta 
por Contratos Legados (ingresos por energía), 
Baja California 
 
 
 
Gráfica 3.- Evolución Capacidad Neta cubierta 
por Contratos Legados (ingresos por energía), 
Sistema Interconectado Nacional. 
 
 
 
 
4) Posteriormente, se integró al análisis, del margen de operación de las Centrales Eléctricas 
Legadas y Centrales Externas Legadas el costo por reserva de capacidad en el sistema de 
gasoductos (información reportada por la CFE de forma mensual para cada central, con la 
cual se calcularon tarifas niveladas, Anexo 1). 
Bajo este nuevo escenario diversas centrales de ciclo combinado que eran candidatas a recibir 
un Contrato Legado dejaron de serlo o se les redujo la duración del mismo. 
5) A fin de verificar que la selección de centrales fuera robusta, la SENER utilizó los resultados 
del PIIRCE 2016, utilizando el periodo 2015-2029. Con esta información se obtuvo una 
nueva valuación de las centrales y una nueva duración de contratos (conforme a lo señalado 
en los puntos 2) y 3) anteriores). 
Si bien en ambos escenarios la valuación de 95 centrales no cambia, la de 23 centrales lo 
hace radicalmente; ya que, en un escenario estas centrales eran seleccionadas para recibir 
contratos hasta por 14 años y en otro no eran seleccionadas. 
En la Tabla 2 se muestra el número de plantas que se ubican en este caso: 
15 
 
Tabla 2: Cambio en estatus de Centrales 
PRODESEN 2015 PRODESEN 2016 
Número de 
Centrales 
Sin contrato 85 
Con contrato (sin cambio de duración) 94 
Con contrato (con cambio de duración) 3 
Con contrato Sin Contrato 12 
Sin contrato Con Contrato 20 
 
6) Al analizar la cobertura de Potencia y energía que se obtenía con dichos contratos, se observó 
que ésta no era suficiente para cubrir la demanda del Suministro Básico, durante los primeros 
años del Mercado Eléctrico Mayorista. Con el fin de no dejar expuesto al Suministro de 
Servicios Básicos a un riesgo financiero excesivo, se realizó un ajuste final que le permitirá 
contar con los servicios necesarios para abastecer a los usuarios finales, en tanto se recurre a 
otros instrumentos como las Subastas de Mediano y Largo Plazo. 
El primer año se asignaron 9,821 MW adicionales de capacidad bruta (equivalentes a 7,608 
MW de Capacidad Neta ajustada por disponibilidad). Estos contratos tendrán una duración de 
entre 1 y 4 años, en el Sistema Interconectado Nacional, y entre 1 y 9 años para Baja 
California Norte y Baja California Sur. 
Las centrales adicionales fueron elegidas dentro del universo de centrales que bajo la 
metodología no recibían un Contrato Legado y corresponden a aquéllas que tuvieron el 
mayor factor de planta durante el año 2015 (con un promedio del 46% y con un rango entre el 
25% y 82%) a fin de asegurar que se contrate a las centrales que contribuyan con una mayor 
generación al sistema. 
Los contratos abarcan la demanda máxima del Suministro Básico durante los primeros años, 
más el margen mínimo que debe contratar para la reserva de operación en el Mercado para el 
Balance de Potencia, tomando en cuenta las centrales que el CENACE ha identificado que 
requiere mantener en el Sistema por Confiabilidad. La Potencia excedente o faltante se podrá 
vender o adquirir, según corresponda, en el Mercadopara el Balance de Potencia anual el 
primer año y posteriormente en las Subastas de Mediano Plazo. 
En el Anexo 2 se presentan los distintos resultados las centrales consideradas para recibir un 
Contrato Legado de acuerdo al primer análisis con el PRODESEN 2015 y la selección final, 
de acuerdo a las consideraciones antes mencionadas. 
7) Los pagos por Capacidad Instalada Contratada de las centrales seleccionadas para recibir un 
Contrato Legado, fueron analizados a fin de determinar si la Potencia que aportarían dichas 
centrales al Suministro Básico sería económica en comparación con la que se podría adquirir 
en un mercado competitivo equilibrado. Para ello, se realizó un análisis de pagos de 
capacidad, utilizando la generación real durante 2015 y el pronóstico de los PML del 
CENACE para el predespacho de las centrales del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), para 
calcular los ingresos por generación, menos los costos de la central. Esta renta de energía se 
sustrajo de los ingresos con el fin de determinar si el pago era equiparable a lo que se 
16 
 
obtendría en un mercado competitivo equilibrado. Aquellas centrales que requerían un pago 
por Potencia mayor a 184 USD por kW al año
6
, tuvieron una reducción en su pago de 
Capacidad Instalada Contratada a dicho umbral. 
Para reducir dichos pagos de Capacidad Instalada Contratada, se ajustaron sus componentes, 
disminuyendo estos de acuerdo al porcentaje de variación calculado pero respetando los 
costos de operación y mantenimiento. En la Tabla 3 a continuación se enlistan las centrales 
cuyos costos fueron acotados y el porcentaje de los costos fijos cubiertos en el pago final, sin 
considerar posibles pagos por concepto de Retorno al Capital. 
Considerando el carácter reservado al Estado de la actividad nuclear, y con el fin de no 
afectar los ingresos de una central que pudieran derivar en una desatención en la seguridad, se 
hizo una excepción para la Central Nucleoeléctrica Laguna Verde en este ajuste. Por otra 
parte, se limitó su rendimiento al 2.1% del activo, dejando un margen que permitirá a los 
diversos reguladores imponer sanciones y con ello generar incentivos adecuados, sin que por 
ello se genere un reducción en los ingresos necesarios para cubrir los costos asociados a la 
central. 
 
Tabla 3: Ajustes en pagos de Capacidad Instalada Contratada 
Central % Costo Fijo 
a cubrir 
C.C.C. Dos Bocas 92% 
C.C.C. Gómez Palacio 72% 
C.C.C. Gral. Manuel Álvarez Moreno (Manzanillo I) 86% 
C.C.I. Baja California Sur I 92% 
C.C.I. Gral. Agustín Olachea A. (Pto. San Carlos) 49% 
C.C.I. Guerrero Negro II (Vizcaíno) 24% 
C.C.I. Santa Rosalía 57% 
C.H. Alfredo Elías Ayub (La Yesca) 81% 
C.H. Bombaná 92% 
C.H. Colimilla 56% 
C.T. Altamira 96% 
C.T. Benito Juárez (Samalayuca) 96% 
C.T. Juan de Dios Bátiz Paredes (Topolobampo) 83% 
C.T. Mérida II 83% 
C.T. Presidente Juárez (Rosarito) 56% 
C.T. Puerto Libertad 60% 
 
6 El umbral del pago de Capacidad Instalada Contratada en el largo plazo se obtuvo a partir del costo 
estimado de una central turbogás del documento “Cost of New Entry Estimates for Combustion Turbine and 
Combined Cycle Plants in PJM. With June 1, 2018 Online Date”; al mismo se sumó el costo de gasoducto 
Ruby Pipeline de los Estados Unidos, el cual inició operaciones en 2011, de 49,999 USD/MW-año. 
Finalmente este número se ajustó por el factor de planta de un ciclo combinado. 
 
17 
 
Central % Costo Fijo 
a cubrir 
C.T. Punta Prieta II 73% 
C.T. Valle de México 83% 
C.T. Villa de Reyes 95% 
C.TG. Guerrero Negro II (Vizcaíno) 61% 
CN. Laguna Verde 91% 
 
Una vez finalizado el análisis, se consultó con el CENACE que las centrales que quedaban 
sin Contrato Legado no fuesen necesarias para la confiabilidad del sistema. Derivado de lo 
anterior, se incluyó la central C.TG. Parque (TG. Juárez) que el CENACE identificó como 
central necesaria para la confiabilidad del sistema, en la lista de centrales que reciben 
contrato durante al menos dos años. 
8) Dado que los contratos de las Centrales Externas Legadas serán administradas por una 
empresa productiva subsidiaria de la CFE dedicada exclusivamente a esto, se le deberá 
reconocer a ésta sus costos. Para el cálculo de los pagos por administración de los contratos 
de Centrales Externas Legadas, se utilizaron datos de la Balanza de CFE generación, con 
cierre al 31 de diciembre de 2015 a manera de reflejar los costos históricos asociados a esta 
actividad. Además se permitirá, tras ser verificado por un tercero independiente, la inclusión 
de los costos fundados de administración en el contrato como: costos de gestión requeridos 
para la participación en el Mercado Eléctrico Mayorista y costos de operación estrictamente 
adicionales derivados de la operación como Empresa Independiente distinta de CFE y que no 
forman parte de los costos de la Dirección de Administración de Contratos de Productores 
Externos de Energía (DACPEE) actualmente, así como costos financieros derivados de la 
gestión de los Contratos de Producción Independiente de Energía. 
El pago correspondiente al cargo fijo de operación y mantenimiento, incluye los costos que 
incurre el administrador de los contratos, y se puede encontrar en la Balanza de 2015 en el 
rubro Gerencia Productores Externos de Energía con un valor de $xxxxxxxx. Por parte de las 
obligaciones laborales se tiene un total de $ xxxxxxxx. Tanto las obligaciones laborales como 
los costos de operación y mantenimiento se dividieron entre la cantidad de MW contratados 
al 2016 a manera de obtener un pago anual por MW distribuido adecuadamente. 
Cabe señalar que el costo de obligaciones laborales considerado en este cálculo no será el 
mismo que el costo de obligaciones laborales que se incluirá en el contrato, dado que este se 
ajustará al monto por central correspondiente al nuevo Contrato colectivo de trabajo, vigente 
a partir de 2016. 
VI. Resultado de la Evaluación: Proyectos seleccionados para Contratos 
Legados 
Con las metodologías descritas anteriormente, se seleccionaron 154 centrales eléctricas, de las 
cuales 106 corresponden a proyectos existentes de la CFE, 28 a los actuales PIE, 14 proyectos 
nuevos de CFE y 6 proyectos nuevos PIE. 
18 
 
Durante el primer año, con estos contratos, el Suministrador Básico cubrirá el 109% de la capacidad 
neta requerida esperada en el Sistema Interconectado Nacional, el 96% en el Sistema de Baja 
California y el 103% en el Sistema de Baja California Sur. Gradualmente este porcentaje se irá 
reduciendo, y los requerimientos adicionales del suministrador serán adquiridos mediante subastas 
de mediano y largo plazos. 
En las siguientes tres gráficas se observa la evolución de la cobertura de energía y capacidad por 
sistema proveniente de los contratos legados. 
Gráfica 4.- Evolución Capacidad Neta ajustada por 
disponibilidad cubierta por Contratos Legados 
seleccionados, Baja California Sur 
 
Gráfica 5.- Evolución Generación cubierta por 
Contratos Legados seleccionados, Baja California 
Sur 
 
Gráfica 6.- Evolución Capacidad Neta ajustada por 
disponibilidad cubierta por Contratos Legados 
seleccionados, Baja California 
 
Gráfica 7.- Evolución Generación cubierta por 
Contratos Legados seleccionados, Baja California 
 
Gráfica 8.- Evolución Capacidad Neta ajustada por 
disponibilidad cubierta por Contratos Legados 
seleccionados, Sistema Interconectado Nacional 
 
Gráfica 9.- Evolución Generación cubierta por 
Contratos Legados seleccionados, Sistema 
Interconectado Nacional 
 
 
19 
 
La metodología empleada, asegura una disminución gradual de los Contratos Legados a fin de que 
el Suministro Básico no se quede sin el 100% de su cobertura en un mismo año. De esta forma 
podrá recurrir paulatinamente a otros mecanismos para comprar energía, potencia y CEL. 
Conviene recordar que, laduración de los contratos refleja el valor de las centrales a lo largo del 
tiempo. Los contratos con duraciones más cortas corresponden a las centrales eléctricas con una 
vida económica menor que el resto; mientras que los contratos cuya duración es más extendida 
corresponden a las centrales que son viables en sentido económico durante un mayor periodo, de 
acuerdo al PIIRCE. De manera particular, destacan las grandes centrales hidroeléctricas y la central 
nuclear Laguna Verde las cuales recibirán Contratos Legados de largo plazo (mayores a 14 años). 
En diez años, la capacidad contratada a través de Contratos Legados provendrá de las centrales de 
ciclo combinado (CCC) y de las hidroeléctricas principalmente. 
 
Dentro de 6 años, la mitad de la capacidad contratada será de centrales de PIE y proyectos nuevos 
de la CFE. 
 
20 
 
VII. Términos comerciales de los Contratos Legados 
A. Esquemas de Contratación 
Existen tres tipos de Esquemas de contratación de acuerdo al tipo de central, uno para centrales 
térmicas de la CFE, otro para renovables de CFE y un tercero para los PIE. En estos, se plantea la 
forma en que se determinan las cantidades obligatorias de entrega, y los precios que se pagaran por 
la operación de cada central. 
A cambio de estos pagos, el Suministro Básico adquirirá los productos de la central: energía, 
Potencia, CEL, y en algunos casos, los Servicios Conexos producidos por las centrales. 
Centrales térmicas de la CFE 
Este esquema es aplicable para las centrales de la CFE de tecnologías Ciclo Combinado, 
Combustión Interna, Termoeléctrica Convencional, Turbogás, Cogeneración Eficiente, 
Carboeléctrica y Nucleoeléctrica. 
Los Contratos Legados de centrales térmicas, así como de centrales geotérmicas como se menciona 
más adelante, cuentan con una opción de compra para la energía y serán ejercidos por el 
Suministrador de Servicios Básicos en función de los Precios Marginales Locales (PML) que 
prevalezcan en el Mercado Eléctrico Mayorista, mientras que cantidad de Potencia Contratada y 
CEL será fija. Así, el Suministrador adquirirá la energía de cada central buscando maximizar la 
diferencia entre el precio nocional de referencia, que es el cost6o variable de la central, y el Precio 
Marginal Local del nodo donde la central genera.: 
 
Dónde VOM es el costo variable de Operación y Mantenimiento, es la Tarifa de Operación 
del Centro Nacional de Control de Energía aprobada por la CRE y es la tarifa que 
aplicará la Comisión Federal de Electricidad por el servicio público de transmisión de energía 
eléctrica aprobado por la CRE; RT es el Régimen térmico histórico de la central o unidad, y PUC el 
Precio Unitario del combustible utilizado. En el caso de la central nucleoeléctrica Laguna Verde el 
precio del combustible se incluye en los costos de operación y mantenimiento dado que las recargas 
de combustibles se llevan a cabo cada dieciocho meses. 
Si bien los precios de referencia y las cantidades incluidas en los Contratos Legados fueron fijados a 
partir del análisis de plantas específicas, la adquisición de la energía es independiente de la 
operación de la central, por lo que el generador sigue obligado a generar o adquirir la energía o 
Productos Asociados en el Mercado Eléctrico Mayorista para cumplir con las cantidades pactadas. 
En el caso de que las empresas generadoras hagan inversiones para mejorar su eficiencia, esta 
podrá retener las ganancias obtenidas, de acuerdo a lo estipulado en el artículo Décimo Transitorio 
del Reglamento de Ley de la Industria Eléctrica. 
Centrales de Energía renovable de CFE 
Dentro de esta categoría se encuentran las centrales con tecnología Eólica, Solar, Hidroeléctricas y 
Geotérmicas. Para este tipo de centrales existen algunas variaciones en los esquemas de pagos. 
21 
 
El despacho de las centrales hidroeléctricas de gran escala es optimizado por el CENACE, por lo 
que no es necesaria una opción de compra y toda la energía generada será adquirida por el 
Suministrador de Servicio Básico. Estas deben entregar los Servicios Conexos asociados al 
Suministrador, así como su capacidad asociada, ya que estos ya están incluidos en el pago de 
capacidad. 
Por otro lado, con el fin de incentivar el despacho óptimo de las centrales hidroeléctricas medianas 
y pequeñas con embalse, de tal manera que estén disponibles para satisfacer las necesidades del 
Suministro Básico, se contratará el 95% de la energía, Potencia y CEL asociados, de tal forma que 
puedan ofertar el remanente de su energía y productos asociados en el Mercado de Corto Plazo. 
En el caso de las centrales geotérmicas, habrá una opción de compra, igual a la de las centrales 
térmicas, que determinará la cantidad de energía que se compre cada mes. Para estas centrales el 
Precio Unitario de Combustible es cero, por lo que la opción de compra depende de los costos 
variables de operación y mantenimiento. 
En el caso de las centrales intermitentes no despachables, se comprará toda la energía que estas 
produzcan y se establece un pago fijo, proporcional a la capacidad, de acuerdo con las 
características de la tecnología, con el fin de incentivar el buen estado y al funcionamiento de las 
mismas. Se consideran centrales intermitentes no despachables las de tecnología eólica, solar y mini 
hidros sin embalse. 
Centrales PIE 
Las Centrales de los PIE, tanto las renovables como las térmicas, fueron evaluadas de la misma 
forma que el resto de las centrales, es decir siguiendo los pasos descritos en la sección “V. 
Metodología y Criterios para la selección de Centrales Legadas”, sin embargo sus términos 
contractuales originales se respetan, por lo que el Suministro Básico deberá pagar los costos 
asociados con la operación de las centrales de conformidad con los contratos ya establecidos. 
 A cambio, el generador que represente a las centrales de PIE deberá entregar la energía, Potencia, 
CEL y Servicios Conexos asociados a las mismas. 
 
B. Cantidades incluidas en los Contratos Legados 
Los contratos amparan la Energía (MWh), Potencia (MW) y CEL de las centrales eléctricas 
seleccionadas. 
1) Para las plantas termoeléctricas, nucleoeléctricas y geotérmicas: 
 La cantidad de energía (MWh por hora) se determinará en función de la opción de compra 
en cada hora, y será hasta por la capacidad neta ajustada por la disponibilidad específica 
para cada central. 
 La cantidad de Potencia (MW) estará fija en función de la capacidad neta ajustada por la 
disponibilidad de cada central. 
 En virtud de que la capacidad neta ya incorpora los periodos de mantenimiento, fallas e 
indisponibilidades por causas ajenas, no se prevé que dichas obligaciones sean afectadas 
22 
 
por los periodos de mantenimiento, por lo que las opciones son ejercibles en cualquier 
momento. 
2) Para las hidroeléctricas de gran escala7: 
 No hay un compromiso específico de la cantidad de Energía (MWh); a estas centrales se 
les acreditará toda la energía generada. 
 La cantidad de Potencia (MW) estará fija en función de la capacidad neta ajustada por la 
disponibilidad de cada central. 
 En virtud de que la capacidad neta ya incorpora los periodos de mantenimiento, fallas e 
indisponibilidades por causas ajenas, no se prevé que dichas obligaciones sean afectadas 
por los periodos de mantenimiento. 
3) Para las hidroeléctricas de mediana escala y mini hidroeléctricas con capacidad de optimizar 
despacho a corto y mediano plazo
8
: 
 En los contratos se adquiere el 95% de la energía generada, de manera que estas centrales 
puedan ofertar el 5% remanente en el Mercado Eléctrico Mayorista y así buscar 
maximizar sus ingresos. Esto permitirá a su vez que se maximice el valor de la energía, al 
incentivar la optimización del despacho. 
 La cantidad de Potencia (MW) se basará en el 95% de la capacidadneta ajustada por la 
disponibilidad histórica de cada planta, de manera que estas centrales podrán ofertar el 5% 
remanente en el Mercado Eléctrico Mayorista y así buscar maximizar sus ingresos. 
 En virtud de que la capacidad neta ya incorpora los periodos de mantenimiento, fallas e 
indisponibilidades por causas ajenas, no se prevé que dichas obligaciones sean afectadas 
por los periodos de mantenimiento. 
4) Para recursos intermitentes (solar, eólico y mini hidroeléctricas a filo de agua): 
 No hay un compromiso específico de la cantidad de energía (MWh), se aceptará toda la 
generación que entreguen al sistema en cada hora. 
 En materia de Potencia (MW) se le acreditará al Suministro Básico toda aquella 
Capacidad Entregada que dichas centrales aporten al sistema, sin preestablecer requisitos 
específicos. 
Los compromisos de energía de las plantas termoeléctricas, nucleoeléctricas, geotérmicas, 
hidroeléctricas de gran escala, medianas y pequeñas con embalse, entregarán y programarán sus 
compromisos de energía, en su NodoP, en el Mercado del Día en Adelanto (MDA); mientras que las 
cantidades establecidas para las fuentes intermitentes no despachables serán aquellas producidas en 
el Mercado de Tiempo Real (MTR). Para ello, programarán la cantidad a transferir en MDA y 
ajustarán en el MTR, la diferencia entre lo programado y la cantidad generada. 
Certificados de Energías Limpias 
En el caso de las centrales térmicas con capacidad de generar certificados de energías limpias se 
contratarán cantidades fijas de CEL de manera anual, los cuales se contratan de la siguiente manera: 
 
7
 Se consideran Hidroeléctricas de Gran Escala aquellas hidroeléctricas que actualmente cuentan con un 
despacho optimizado por el CENACE. 
8
 Se consideran Hidroeléctricas de mediana escala y Mini hidroeléctricas, aquellas hidroeléctricas de mediana 
y pequeña escala que pueden optimizar su generación por pequeños intervalos de tiempo (desde horas hasta 
una o dos semanas). 
23 
 
 Repotenciación de Laguna Verde: Se multiplica el porcentaje del incremento de capacidad 
debido a la repotenciación (12.93%) por la generación anual esperada de acuerdo a la 
capacidad neta y factor de planta. La cantidad resultantes de CEL es 1,648,071 al año. 
 Cogeneración Eficiente Salamanca: se multiplicará la ganancia en eficiencia por la 
generación eléctrica esperada durante los años del contrato en los que sean acreditables los 
CEL. La eficiencia a partir de la cual se mide el aumento de capacidad será de acuerdo a las 
disposiciones de “Cogeneración Eficiente” de la CRE (RES/1838/2016). 
En el caso de centrales de fuentes renovables la cantidad de CEL dependerá de un porcentaje fijo 
por generación: 
 Para las hidroeléctricas medianas y mini hidros con embalse, se entregarán el 95% de los 
CEL generados cada periodo, en el caso de centrales eólicas, solares, hidros de gran escala 
y mini hidros sin embalse, se entregará el 100% de los CEL generados, como se mencionó 
en el apartado correspondiente anterior. 
 En el caso de centrales geotérmicas, se entregará una cantidad fija, calculada en base a lo 
establecido en los permisos de generación de los proyectos. 
Si las ganancias en generación de las centrales geotérmicas derivadas de un mantenimiento 
llegasen a ser reconocidas como generadoras de CELS, se transferirá al Suministrador de 
Servicios Básicos una cantidad fijada de acuerdo al porcentaje de generación ganado gracias a 
la repotenciación o inversión en mantenimiento de los campos geotérmicos, al igual que en el 
caso de la repotenciación de Laguna Verde. 
 
C. Costos incluidos en los Contratos Legados 
A partir de las fuentes de información señaladas anteriormente, se determinaron los pagos que 
recibirán las centrales; los cuales son equivalentes a los costos fijos y variables en que incurren las 
centrales, e incluyen: 
1) Costos fijos de operación y mantenimiento; 
2) Costos por obligaciones laborales incrementales; 
3) Depreciación de la central; 
4) Costos de infraestructura asociada (gasoductos, desmantelamiento de la central nuclear y 
terminal de carbón); 
5) Costos variables de operación y mantenimiento; 
6) Otras tarifas o costos (transmisión, tarifas CENACE, cuota CRE, derechos de uso de agua a 
CONAGUA). 
 
Para los pagos unitarios de los costos fijos y variables de operación y mantenimiento de cada 
central, y con el fin de no duplicar ningún pago, se procedió de la siguiente forma: al costo de 
operación de la central reportado en el Balance General se sustrajo el cálculo de costos variables 
entregado por las centrales multiplicado por la generación anual proyectada, con lo que se obtuvo el 
costo fijo de operación. El monto obtenido de los costos fijos se dividió entre la Capacidad 
Instalada Contratada de la central a modo de obtener pagos en pesos por MW-año y posteriormente 
24 
 
se estableció el monto variable por MWh requerido de tal modo que se aseguren los pagos 
suficientes para el correcto mantenimiento de cada central. 
Cabe señalar que el costo de obligaciones laborales se ajustará de acuerdo al valor correspondiente 
al nuevo Contrato Colectivo de Trabajo de la CFE, vigente a partir de 2016. 
 
Además, se reconocen los costos de financiamiento en los que puedan incurrir las centrales, 
otorgando una tasa de retorno sobre el capital del 6.5%, de acuerdo a mejores prácticas 
internacionales. El pago del retorno sobre el capital se introducirá de manera gradual con el fin de 
garantizar que este se otorgue a las centrales más eficientes, esto es aquellas que recibirían contrato 
en el escenario inicial del Anexo 2 y que hayan sido evaluadas por la CRE como económicamente 
eficientes, al estar por debajo de la referencia internacional de costos anuales. La introducción 
gradual del pago mencionado se dará al multiplicar el pago nivelado calculado por un porcentaje 
hasta alcanzar el 100% de la siguiente forma: 
 Primer año de los contratos (2017): 0% 
 Segundo año de los contratos (2018): 25% 
 Tercer año de los contratos (2019): 50% 
 Cuarto año de los contratos (2020): 75% 
 A partir del quinto año de los contratos (2021 en adelante): 100% 
 
En la Tabla 4 se detalla la repartición de los costos en los pagos fijos y en la Tabla 5 de los pagos 
variables para cada tecnología. 
 
Tabla 4. Componentes de pago fijo 
 
 
 
 
 
 
 
 
Tecnología
Carboelectrica 1 1 1 1 1 1
Ciclo Combinado 1 1 1 1 1 1 1
Cogeneracion Eficiente 1 1 1 1 1 1 1
Combustion Interna 1 1 1 1 1 1 1
Eolicas 1 1 1
Geotermica 1 1 1
Hidroelectricas Gran Escala 1 1 1 1 1
Hidroeléctrica Mediana Escala 1 1 1 1 1
Mini Hidro 1 1 1 1 1
Mini Hidro Intermitente 1 1 1
Nucleoeléctrica 1 1 1 1 1 1
Solares 1 1 1
Termoelectrica Convencional 1 1 1 1 1 1 1
Turbogas 1 1 1 1 1 1 1
Cargo por 
gasoducto 
($/KW-yr)
Costo fijo de 
operación 
 ($/kW-yr)
Costo fijo de 
Mantenimiento
 ($/kW-yr)
Obligación 
laboral 
incremental 
($/kW-year)
Impuesto a 
Costos Fijos 
($/kW-yr)
Depreciación
($/kW-yr)
Retorno nivelado 
($/kW-yr)
25 
 
 
 
 
 
Tabla 5. Componentes de pago variable 
 
 
 
Adicionalmente, se prevén pagos mensuales para cubrir la tarifa del CENACE, la tarifa de 
transmisión, así como pagos en función de la Capacidad Instalada Contratada para cubrir las cuotas 
anuales del CENACE y de la CRE por supervisión anual de permisos y, en caso de las centrales 
hidroeléctricas, el pago a la Comisión Nacional Del Agua de derechos por el uso no consuntivo de 
aguas nacionales para Generación Hidroeléctrica. Dichos cargos se prevé puedan ser ajustados ante 
cambios en las cuotas autorizadas por la CRE y en la Ley Federal de Derechos. 
Con el fin de buscar una operación óptima de las centrales, en el caso de las centrales de Energías 
Limpias, al aplicar este esquema de pagos, utilizando como insumo la generaciónestimada para el 
2016 del PRODESEN 2015 y 2016, y obteniendo el promedio, junto con el escenario de 
predespacho estimado por el CENACE, se obtienen los siguientes porcentajes de ingresos variables, 
los cuales son suficientes para complementar sus requerimientos de ingreso. 
Tabla 6. Fuente de ingresos variables para centrales de Energías Limpias 
Tecnología % Ingreso Variable 
Eólicas CFE (51-77%) Promedio 67% 
Eólicas PIE (99.2-99.8%) Promedio 99.6% 
Solares (50-99%) Promedio 79% 
Mini hidros Intermitentes (30-77%) Promedio 59% 
Hidroeléctrica Gran Escala (21-61%) Promedio 34% 
Hidroeléctrica Mediana Escala (4-29%) Promedio 19% 
Mini hidro (13-30%) Promedio 18% 
 
D. Factores de ajuste 
Finalmente, una parte de dichos pagos serán ajustados periódicamente para reflejar variaciones en la 
inflación relevante para sus diversos componentes, a continuación se incluye una breve descripción. 
Tecnología
Carboelectrica 1 1
Ciclo Combinado 1 1
Cogeneracion Eficiente 1
Combustion Interna 1 1
Eolicas 1 1 1 1
Geotermica 1 1 1 1
Hidroelectricas Gran Escala 1 1
Hidroeléctrica Mediana Escala 1 1
Mini Hidro 1 1
Mini Hidro Intermitente 1 1 1 1
Nucleoeléctrica 1 1
Solares 1 1 1 1
Termoelectrica Convencional 1 1
Turbogas 1 1
Consumo de 
combustible
($/MWh)
O&M Variable 
($/MWh)
Depreciación
($/MWh)
Costo fijo de 
operación 
 ($/MWh)
Costo fijo de 
Mantenimiento
($/MWh)
Retorno nivelado 
($/MWh)
26 
 
Dado que los pagos en los contratos están estipulados de manera mensual, los factores de ajuste se 
detallan de manera mensual. 
1) En función de que los pagos fijos de operación y mantenimiento se han determinado a partir de 
los datos contables de la CFE durante el 2015, es necesario que éstos puedan ser ajustados en 
años posteriores en función de parámetros claros y transparentes. Diversos costos de operación 
y mantenimiento dependen de insumos como: aceites, combustibles, mano de obra, materiales 
y equipos. Los precios de venta de dichos insumos se ajustan por sus costos de producción, que 
pueden incorporar, variaciones mensuales en insumos básicos como energéticos y metales 
básicos. 
Por ello, es necesario reflejar un ajuste por inflación en los pagos que se realicen a los 
generadores por dichos conceptos. El factor de ajuste por inflación para los costos de 
operación y mantenimiento se calcula como el promedio ponderado entre la variación del 
índice de precios al consumidor de Estados Unidos y México del mes previo al pago y aquel 
publicado en diciembre 2015, ya que los insumos se adquieren en ambos mercados. Para los 
EE.UU. se utiliza el “Producer Price Index” correspondiente al rubro “Commercial Machinery 
Repair and Maintenance” publicado por el Bureau of Labor Statistics de Estados Unidos. En el 
caso de México, corresponde al Índice Nacional de Precios Consumidor publicado por el 
Instituto Nacional de Estadística y Geografía (INEGI). 
Dadas estas características fue necesario que el índice reflejara también variaciones en el tipo 
de cambio. 
El porcentaje de participación de insumos para costos fijos de operación y mantenimiento en 
dólares y pesos, calculada de acuerdo a la participación promedio en 2015 obtenida de la CFE 
considera qué porcentaje de los costos de operación y mantenimiento corresponde a los costos 
financieros que se incluyeron en este rubro. Los costos fijos de operación y mantenimiento, 
representan el 68% del costo y se reparten en 85% en dólares y 15% en pesos, mientras que los 
costos financieros representan el 32% del costo y se reparten en 30% en dólares y 70% en 
pesos; de acuerdo a lo reportado por el área de finanzas de la CFE. 
Para los costos variables de operación y mantenimiento se usó un porcentaje de 30% de 
insumos en dólares y 70% en pesos, de acuerdo a recomendaciones de prácticas comunes del 
consultor EY Ernst & Young. De igual manera que con los costos fijos de operación y 
mantenimiento, se utilizaron los índices “Producer Price Index” correspondiente al rubro “All 
Comodities” publicado por el Bureau of Labor Statistics de Estados Unidos y el Índice 
Nacional de Precios Productor sin Crudo de Exportación publicado por el Instituto Nacional de 
Estadística y Geografía (INEGI), tomando como base los índices para diciembre 2015. 
2) El factor de ajuste para las obligaciones laborales se calcula como el promedio entre la 
variación anual en las obligaciones laborales derivado del Contrato Colectivo de Trabajo de la 
CFE con el Sindicato Único de Trabajadores de la República Mexicana (SUTERM), y la tasa 
variación entre el salario diario promedio asociado a asegurados trabajadores a nivel nacional, 
publicado por el Instituto Mexicano del Seguro Social, tomando como base diciembre 2016. 
3) Finalmente, el factor de ajuste por inflación del retorno nivelado se calcula como la variación 
entre el valor para el mes previo al pago y aquel publicado para diciembre 2015del Índice 
Nacional de Precios al Consumidor Publicado por el Instituto Nacional de Estadística y 
Geografía (INEGI). 
4) 
27 
 
VIII. Centrales de Menor Costo 
 
La opinión de la CRE emitida a esta Secretaría recomendó asignar las centrales de menor costo a 
los usuarios domésticos, como un mecanismo de transición. Para la identificación de dichas 
centrales, se calculó el costo total de la totalidad de centrales bajo contrato legado, incluyendo 
costos fijos y variables. Las centrales fueron ordenadas de menor a mayor costo, y fueron incluidas 
en el conjunto hasta que este conjunto cubriera una cantidad de energía equivalente al consumo de 
energía de los usuarios domésticos de 67.48 TWh. El resultado de dicho procedimiento se 
encuentra en el ANEXO 3, junto con el número de años que podrán asignarse en prioridad el 
servicio doméstico, con el fin de crear el mecanismo de transición recomendado en la opinión de la 
CRE. 
 
IX. Fuentes de Información 
En esta sección se encuentran las fuentes de información utilizadas para la elaboración de la 
presente Metodología, Criterios y Términos para Contratos Legados. 
[1] Ley de La industria Eléctrica, México 2014 
[2] Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2015-2029. 
Secretaría de Energía, Subsecretaría de Electricidad, México 2015. 
[3] Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2016-2030. 
Secretaría de Energía, Subsecretaría de Electricidad. México 2016. 
[4] CFE (octubre 2015), Unidades Generadoras en Operación, Generación, Eficiencia 
Térmica y Consumo de Combustibles 2007 -2014 CFE y PIE. Información Confidencial. 
[5] Unidades Generadoras en Operación, Capacidad 2014. Sistema Eléctrico Nacional (CFE 
y PIE). Subdirección de Programación, CFE. México 2014. Información Confidencial. 
[6] CFE (junio 2015), Unidades Generadoras en Operación, Disponibilidad e Indisponibilidad 
2010—2014. Información Reservada. 
[7] Costos y Parámetros de Referencia para la Formulación de Proyectos de Inversión en el 
Sector Eléctrico trigésima cuarta edición, COPAR Generación 2014. Comisión Federal de 
Electricidad, Subdirección de Programación, Coordinación de Evaluación. México 2014. 
[8] Costos y Parámetros de Referencia para la Formulación de Proyectos de Inversión en el 
Sector Eléctrico trigésima quinta edición, COPAR Generación 2015. Comisión Federal de 
Electricidad, Subdirección de Programación, Coordinación de Evaluación. México 2015. 
Información Reservada. 
[9] Geothermal Strategic Value Analysis, in Support of the 2005 integrated energy policy 
report, Sison-Lebrilla, E., Tiangco, V., California Energy Commission; Dual Flash - 
Results of Economic Analysis EE.UU.AA. 2005. 
[10] Programa de Obras e Inversión del Sector Eléctrico (POISE) 2012-2026. Comisión 
Federal de Electricidad, Dirección General, Subdirección de Programación. México 2012. 
Información Reservada. 
28 
 
[11] Programa de Obras e Inversión del Sector Eléctrico (POISE) 2014-2018. ComisiónFederal de Electricidad, Dirección General, Subdirección de Programación. México 2014. 
Información Reservada. 
[12] CFE (enero 2016), Catálogo General de Presas y Centrales Hidroeléctricas de la CFE. 
Información Reservada. 
[13] (SENER) Resultados modelo Plexos utilizado para PRODESEN 2015-2029. Información 
Confidencial. 
[14] (SENER) Resultados modelo Plexos utilizado para PRODESEN 2016-2030. Información 
Confidencial. 
[15] CFE (enero 2016) Costos fijos gasoductos por proyecto, zona y central. Información 
Confidencial. 
[16] CFE (enero 2016) Lista de proyectos de gasoductos. Información Confidencial. 
[17] CFE (junio 2016) Uso de gasoductos nacional 2016-2029. Información Confidencial. 
[18] CFE (junio 2016) Uso de gasoductos nacional 2016-2043. Información Confidencial. 
[19] CFE (julio 2016) Consumo de gas natural anual, Resumen. Información Confidencial. 
[20] CFE (julio 2016) Pagos por reserva de capacidad de gasoductos. Información 
Confidencial. 
[21] CFE (julio 2016) Análisis de costos de operación y mantenimiento (documento resumen). 
Información Confidencial. 
[22] CFE (julio 2016) Análisis de costos de operación y mantenimiento (carpeta con soportes). 
Información Confidencial. 
[23] CFE (abril 2016) Contrato de prestación de Servicios de Manejo de carbón entre la CFE y 
Banco Inverlat con Techint (1996). Información Confidencial. 
[24] CFE (abril 2016) Contrato de fideicomiso irrevocable de administración, garantía y 
traslativo de dominio entre Techint, Carbonser, CFE e Inverlat. Información Confidencial. 
[25] CFE (abril 2016) Convocatoria para la Adquisición de 5,980,000 toneladas de Carbón 
Mineral Térmico con destino a la C.T. Pdte. Plutarco Elías Calles. Información 
Reservada. 
[26] CFE (abril 2016) Convocatoria para la Adquisición de 500,000 toneladas de Carbón 
Mineral con las Características del Carbón de Sabinas, Coahuila. Información Reservada. 
[27] CFE (junio 2016) Balance General de las actividades de Generación con cifras al cierre 
de 2014. Información Confidencial 
[28] CFE (junio 2016) Balance General de las actividades de Generación con cifras al cierre de 
2015. Información Confidencial 
[29] CFE (junio 2016) Costos indirectos de generación, Balanza Generación 2015. 
Información Confidencial 
[30] FERC Gas Tariff Original Volume No. 1 of Ruby Pipeline, L.L.C. 
[31] PJM “Cost of New Entry Estimates for Combustion Turbine and Combined Cycle Plants 
in PJM”; The Brattle Group, Sargent & Lundy. Estados Unidos de America, 2014. 
[32] NUREG 1307, Rev. 15. Report on Waste Burial Charges. U.S.NRC. Estados Unidos de 
América, 2013. 
[33] Base de datos con registros históricos de generación reportados por CENACE. 
[34] Costos de combustibles reportados en las tablas de mérito mensuales de CENACE. 
Información Reservada. 
29 
 
[35] CFE (julio 2016) Distribución de Deuda Documentada y Pidirega (Inversión Directa) por 
moneda. Información Reservada. 
[36] PIIRCE. Información Confidencial 
[37] Manual de Mercado de Energía de Corto Plazo, Diario Oficial de la Federación, publicado 
el 17 de junio de 2016. 
[38] Estados Financieros a Diciembre de 2015. Comisión Federal de Electricidad. México 
2016. 
[39] Acuerdo Núm. A/045/2015: Acuerdo por el que la Comisión Reguladora de Energía 
expide las tarifas que aplicará la Comisión Federal de electricidad por el servicio público 
de transmisión de energía eléctrica durante el periodo tarifario inicial que comprende del 1 
de enero de 2016 y hasta el 31 de diciembre de 2018. 
[40] Acuerdo Núm. A/075/2015: Acuerdo por el que la Comisión Reguladora de Energía 
Expide las tarifas de operación del Centro Nacional de Control de Energía para el año 
2016. 
[41] Ley Federal de Derechos, Diario Oficial de la Federación, publicada el 11 de agosto 2014. 
[42] Archivo Excel con flujos correspondientes a pagos acordados y uso proyectado para los 
gasoductos con los que tiene contrato la CFE. Contiene información proveniente de 
contratos para el transporte de gas natural obtenidos bajo licitaciones llevadas a cabo por 
la CFE, así como contratos realizados en administraciones anteriores (reservas de 
capacidad en México en el Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado 
de Gas Natural, SISTRNAGAS por sus siglas, y Estados Unidos, convenios de inversión, 
etc.) de cada gasoducto, ramal, cabezal, compresora o regasificadora entre el 1 de enero de 
2017 y el 31 de diciembre 2043 y Caso Base de abril 2016 elaborado por la CFE. 
[43] Tarifas del SISTRANGAS vigentes a partir del 1 de octubre de 2016 al 31 de 
diciembre de 2016. Diario Oficial de la Federación 30 de septiembre de 2016. 
[44] Tarifa publicada en Arizona Rates FT1 (Daily reservation). THIRD REVISED 
VOLUME NO. 1A. 
[45] Presupuesto de Egresos de la Federación para la Comisión Federal de Electricidad 
2014. 
[46] Presupuesto de Egresos de la Federación para la Comisión Federal de Electricidad 
2015. 
[47] Presupuesto de Egresos de la Federación para la Comisión Federal de Electricidad 
2016. 
 
30 
 
Anexo 1 Determinación de la tarifa nivelada de los contratos de reserva 
de capacidad que tiene la CFE para el transporte de gas natural 
Información utilizada y consideraciones: 
Para el cálculo de la tarifa nivelada de los pagos por reserva de capacidad firme en el sistema actual 
y futuro de gasoductos de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) se considera lo siguiente: 
1. Retribuciones: pagos por reserva de capacidad en firme pactados en los contratos obtenidos 
bajo licitaciones llevadas a cabo por la CFE, así como contratos realizados en 
administraciones anteriores (reservas de capacidad en México en el Sistema de Transporte y 
Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural, SISTRNAGAS por sus siglas, y 
Estados Unidos, convenios de inversión, etc.) de cada gasoducto, ramal, cabezal, 
compresora o regasificadora entre el 1 de enero de 2017 y el 31 de diciembre 2043. Todos 
los contratos antes mencionados fueron revisados por personal de la Secretaría. 
 
2. Centrales de Generación Eléctrica: se utiliza el Caso Base de abril 20169 (Caso Base) 
elaborado por la CFE para establecer la lista de centrales cuyo combustible principal es el 
gas natural. La información contenida en el Caso Base de los generadores es la siguiente: 
a. Capacidad bruta, 
b. Eficiencia10, 
c. Programa de adiciones de Capacidad, 
d. Programa de Retiros, y 
e. Repotenciaciones de las centrales: ajustes en la eficiencia y capacidad bruta. 
Debido a que las proyecciones de demanda de energía eléctrica del Caso Base y el 
PRODESEN llegan hasta 2029, se considera que esta permanece constante a partir de enero 
de 2030 y hasta diciembre de 2043. 
Para los Productores Independientes de Energía (PIE) se considera que su vida útil será de 5 
años adicionales a los 25 años de duración de sus respectivos contratos. 
3. Consumo de gas natural del parque de generación: para la estimación del consumo de gas 
natural de las centrales eléctricas que tienen un contrato de reserva de capacidad con CFE 
se consideran eficiencia y capacidad bruta de cada central o unidad con el objetivo de 
estimar la reserva de capacidad en la red actual y futura de gasoductos. 
 
4. Regiones: se consideran las siguientes regiones de suministro de gas natural: 
a. Zona 1: Baja California 
b. Zona 2: Noroeste 
 
9 El Caso Base es el modelo en el cual se representa el comportamiento y evolución a largo plazo del Sistema Eléctrico 
Nacional bajo distintos supuestos utilizado por la CFE: crecimiento de la demanda eléctrica, escenario de precios de 
combustibles, programas de retiros y adiciones de capacidad, así como repotenciaciones, escenario de recurso hídrico y 
demás recursos renovables, límites de transmisión eléctrica, etc. 
10
 La eficiencia de las centrales existentes corresponde al promedio de la estadística obtenida a partir