I. El documento describe el marco regulatorio de las redes de transmisión y distribución en México, abordando las preocupaciones principales de los generadores de que haya red, sea posible acceder a ella, y a precios predecibles y de calidad razonable. II. Se presentan los criterios técnicos para garantizar la confiabilidad, calidad y seguridad del sistema eléctrico nacional, así como los instrumentos regulatorios relacionados con el acceso abierto, tarifas e interconexión. III. Finalmente, se explican algunos ej

1. ACCESO A LAS REDES DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN, LAS
REGLAS DE INTERCONEXIÓN Y LOS CRITERIOS DE SEGURIDAD Y
CONFIABILIDAD DE LA RED
Dr. Marcelino Madrigal Martínez*
Comisionado
Comisión Reguladora de Energía
18 de mayo de 2016
Ciudad de México
*Las opiniones vertidas son a título personal y pueden no representa la posición de la Comisión Reguladora de Energía y su Órgano de Gobierno

2. El marco regulatorio de las redes explicado a través de las tres
preocupaciones principales de un generador
Que haya Red
Que sea posible Acceder
A Precios predecibles y calidad razonables
2
I
II
III

3. Que haya Red
Que sea posible Acceder
A Precios predecibles y calidad razonables
3
I
II
III

4. Nuevo Enfoque de Planeación y Nuevas Formas de
Participación Privada
• El acceso a las redes comienza desde la planeación:
nuevo enfoque participativo de PRODESEN
• Necesidades de inversión impulsadas por
crecimiento de demanda, confiabilidad, y
necesidades de energías renovales
• Plan que al mínimo costos garantice el suministro de
los servicios de transmisión para todos por igual
• Necesidades de inversión el orden de los 2 mil
millones de dólares por año
• Recursos tanto públicos como privados para la
financiación, construcción, operación de las redes
4
Transmisión
Distribución
69%
19% 12%
Modernización
Expansión
Obra Púb. Financiada
49%
45% 6%
Transmisión (24,599 km-c)
Transformación (64,352 MVA)
Compensación (12,090 MVAr)
Inversiones 2015-2029 (millones de pesos)
255,709
219,939
Total 475,648
Expansión: Regularización de colonias, acometidas y medidores
Modernización: Reducción de pérdidas (presupuesto), confiabilidad, paseo de la reforma, proyecto de
interconexión holbox, modernización de la medición, red inteligente (sistemas) y equipamiento operativo.
Obra Pública Financiada: Demanda Incremental PIDIREGAS y reducción pérdidas PIDIREGAS

5. Nuevo Enfoque Abierto y No Discriminatorio para
Solicitar Interconexión

6. 5
Participación Privada En Transmisión
Acuerdo por el que se define e incorpora ingreso requerido de las obras bajo
contrato o asociación (Art. 30, 31 LIE) : Las remuneraciones previstas
constituirán un ingreso regulado autorizado cuando los proyectos:
 Sean parte del Prodesen.
 Se acredite que fueron adjudicados por
medio de procesos competitivos.
 El ingreso regulado se expresará por
medio de una anualidad constante
consistente con la vida útil de los
principales activos del proyecto objeto de
la asociación o contrato.
 El ingreso regulado será la remuneración prevista que
resulte menor del proceso competitivo y se deberá
expresar como un ingreso o pago contractual anual
constante necesario para cubrir todos los costos
relacionados con el proyecto en las condiciones de
prestación del servicio óptimas para el sistema durante el
plazo del contrato consistente con la vida útil del
proyecto.
 El pago contractual anual del proyecto
seleccionado será incluido en los ingresos requeridos
del servicio público de transmisión de la red nacional de
transmisión y será recuperado por medio de las tarifas
generales de uso de la red.
 El pago contractual anual solo se modificará
conforme a los índices o fórmulas de ajuste periódico que
esta Comisión emita.
Acuerdo A/009/2016

7. Que haya Red
Que sea posible Acceder
A Precios predecibles y calidad razonables
7
I
II
III

8. Acceso Abierto
Permiso
C R E
MDA
MTR
MLP
Contrato
Interconexión
Contrato
Conexión
(Transportista)
(Distribuidor)
Convenio
Convenio
Convenio
Convenio
Criterios en materia de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad del
Sistema Eléctrico Nacional (Código de Red) RES/151/2016
RES/949/950/951/2015RES/949/950/951/2015
Principales Instrumentos Técnicos de la Regulación

9. Objeto de Modelos de Contrato de Interconexión y Otros
9
RES/953/2015
Convenios para la operación técnica y
comercial de la transmisión y distribución
de energía eléctrica
• Regir la prestación y facturación
del servicio de Transmisión.
• Establecer las acciones de
coordinación entre el Cenace y el
Transportista/Distribuidor.
• Compromiso de operación técnica
y comercial.
Realizar y mantener la interconexión física
entre la Red Nacional de Transmisión o la
Redes Generales de Distribución y:
Centrales eléctricas
RES/949/2015
• Capacidad de [] MW
• Tensión nominal de operación
(TNO) de []kV
Centro de Carga
RES/950/2015
• Carga instalada de [] MW
• Demanda Máxima [] MW
• TNO de []kV
Importador
RES/951/2015
• Capacidad máxima de [] MW.
• TNO de []KV

10. Que haya Red
Que sea posible Acceder
A Precios predecibles y calidad razonables
10
I
II
III

11. Tarifa de Operación del CENACE
11
UAE
CENACE
• El periodo tarifario es de un año calendario.
CENACE presentará cada septiembre su
propuesta.
• Incluye inversión para el lanzamiento del
mercado y resta ingresos misceláneos del
CENACE.
• Ingreso se asigna 30% generadores y 70%
cargas.
• Se desarrollarán indicadores de desempeño
y calidad en el servicio para el segundo año
tarifario.
Ingreso Requerido (Millones Pesos, 2016)
2016
Ingreso Requerido 2,732
Tarifas de la operación del CENACE (2016)
Centavos de pesos / kWh
Generadores Cargas
0.24807 0.64824
Cuota
(pesos)
Periodicidad de cobro Concepto
$8,467 Anual, por punto de carga
Operación y mantenimiento del
sistema de medición
$30,000 Único, por punto de carga
Por la obtención del registro a
nuevos participantes
$1,000 Anual, para generadores Por MW de capacidad
Acuerdo A/075/2015

12. Tarifas de Transmisión
• Tarifas aplicables para un primer período
tarifario 2016-2018.
• El Costo de las redes de transmisión están
integradas por infraestructura en dos rangos
de tensión: igual o mayor a 220 kV y menores
a 220 kV pero mayor o igual a 69 kV.
• Ingreso requerido para la operación y
expansión eficiente de la red de CFE.
• Tarifas tipo estampilla: Ingreso requerido se
distribuye 70% a consumidores y 30%
generadores en función de KWh.
• Se define una de reducción de costos para CFE
de 1% anual, respecto a monto inercial.
• Ingreso y tarifas se ajusta con: ganancia de
eficiencia, tipo de cambio inflación y nueva
inversiones privadas.
12
Tarifas de Transmisión (pesos/KWh, 2016)
Nivel de tensión Generadores Consumidores
Tensión ≥ 220 kV 0.0499 0.0625
Tensión < 220 kV y ≥69 kV 0.0904 0.01424
Ingreso requerido Transmisión (Millones de pesos)
2016 2017 2018
44,687 44,777 45,025
Acuerdo A/045/2015

13. Tarifas de Distribución
• Tarifas aplicables primer periodo tarifario
2016-2018.
• Tarifas diferenciadas para 16 divisiones de
distribución.
• Se determino ingreso eficiente requerido de
operación y mantenimiento y capital para
cada división.
• Se reconoce un valor máximo de 5% de
pérdidas técnicas y 5% no técnicas.
• Se exige una reducción para cada zona que
están por arriba de este umbral. Reducciones
son de hasta 2.5% para técnicas y hasta
0.8% para no técnicas.
• Se aplica a las tarifas de distribución un
coeficiente de 0.95, cuando son generadores
conectados a las redes de distribución.
• Cargos se actualizan por inflación y otros
factores claramente establecidos.
13
0.0
2.0
4.0
6.0
Ingreso requerido 2016 por división de distribución
(miles de millones de pesos)
VAD MT VAD BT
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
1.4
1.6
Tarifas 2016 de baja tensión y pequeño consumo(*)
(pesos/kWh)
Tarifa DB1 Tarifa DB2 Tarifa PDBT
Acuerdo A/074/2015
Doméstico Baja
Tensión hasta 150
kWh-mes (DB1)
Doméstico Baja
Tensión mayor a
150 kWh-mes (DB2)
Pequeña Demanda
Baja Tensión hasta
25 kW-mes (PDBT)
(*) Estas tarifas se multiplican por factor de pérdidas
TOTAL (Miles de
millones de pesos)
VAD Media
Tensión (MT) y
Baja Tensión (BT)
97.45

14. Contenido:
• Apartado 1. Disposiciones generales
• Apartado 2. Servicio Público Universal y Acc. Abierto
• Apartado 3. Disponibilidad, Continuidad y Calidad
– Artículo 18. Parámetros de desempeño de la Red Nacional de
Transmisión
– Artículo 19. Evaluación de la Calidad y Continuidad de las Redes
Generales de Distribución
• Apartado 4. Prestación de los Servicios
 Determina los derechos y las
obligaciones de los prestadores del
Servicio y de los Usuarios.
 Responsabilidad de operación de
sus redes conforme a los
instrucciones del Cenace.
 Los Transportistas y Distribuidores
están obligados a atender las
necesidades de potencia reactiva
requerida en sus redes.
 Cumplir con los criterios de
disponibilidad y continuidad del
servicio especificados
RES/948/2015
Disposiciones del Acceso Abierto y Prestación de los Servicios en la
Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución
de Energía Eléctrica

15. Criterios de Confiabilidad, Calidad y Seguridad del SEN:
Codigo de Red
Criterios y requerimientos técnicos mínimos para el desarrollo eficiente de la planeación, control
operativo, acceso y uso de la infraestructura del SEN para garantizar la operación confiable,
continua y segura del sistema.
• Disposiciones Generales
• Alcance y Objetivo
• Gestión, incumplimiento, sanciones
• Disposiciones generales
• Manuales:
• Planeación del sistema
• Estados operativos del sistema
• Control y operación de la generación del SEN
• Coordinación Operativa
• Requerimientos de interconexión generadores
• Requerimientos de conexión de centros de carga
15RES/151/2016

16. Criterios Interconexión Centrales Generadoras
Contenido
1. Alcance y aplicación
2. Requerimientos ante variaciones de frecuencia
3. Requerimientos ante variaciones de tensión
4. Requerimientos de control de tensión y potencia reactiva
5. Requerimientos de tensión en condiciones dinámicas o de falla
6. Requerimientos generales de restauración de sistema
7. Requerimientos de administración
8. Requerimientos de calidad de la energía
9. Monitoreo y conformidad
16

17. Ejemplo
1. Alcance y aplicación
Clasificación de las Centrales Eléctricas
Áreas síncronas
Central Eléctrica
tipo A
Central Eléctrica tipo B Central Eléctrica tipo C
Central Eléctrica
tipo D
Sistema
Interconectado
Nacional
P < 500 kW 500 kW < P < 10 MW 10 MW < P < 30 MW P > 30 MW
Sistema Baja
California
P < 500 kW 500 kW < P < 5 MW 5 MW < P < 20 MW P > 20 MW
Sistema Baja
California Sur
P < 500 kW 500 kW < P < 3 MW 3 MW < P < 10 MW P > 10 MW
Sistema
Interconectado
Mulegé
P < 500 kW 500 kW < P < 1 MW 1 MW < P < 3 MW P > 3 MW

18. Ejemplo
2. Requerimientos ante variaciones de frecuencia
Rango de frecuencia, Centrales tipo A
Tiempos mínimos en los que una Central Eléctrica debe operar en
frecuencias diferentes del valor nominal, sin desconectarse de la red.
Área síncrona Rango de frecuencias
Tiempo mínimo de
operación
Sistema Interconectado
Nacional y Baja California
61.8 Hz ≤ f < 62.4 Hz 15 minutos
61.2 Hz ≤ f < 61.8 Hz 30 minutos
58.8 Hz ≤ f < 61.2 Hz Ilimitado
58.2 Hz ≤ f < 58.8 Hz 30 minutos
57.0 Hz ≤ f < 58.2 Hz 15 minutos
Sistema Baja California Sur
y Pequeño Sistema Mulegé
61.8 Hz ≤ f < 63.0 Hz 15 minutos
61.2 Hz ≤ f < 61.8 Hz 30 minutos
58.8 Hz ≤ f < 61.2 Hz Ilimitado
58.2 Hz ≤ f < 58.8 Hz 30 minutos
57.0 Hz ≤ f < 58.2 Hz 15 minutos

19. Ejemplo
3. Requerimientos ante variaciones de tensión
Rango de tensión, Centrales tipo B, C y D
Área síncrona
Rango de tensión del punto de
interconexión
Tiempo mínimo de
operación
Sistema Interconectado Nacional,
Baja California, Baja California Sur
y Pequeño Sistema Eléctrico
Mulegé
1.05 pu < V < 1.10 pu 30 minutos
0.95 pu < V < 1.05 pu Ilimitado
0.90 pu < V < 0.95 pu
30 minutos
Valores de operación sin desconectarse de la red para Centrales Eléctricas

20. Ejemplo
4. Requerimientos de Control de Tensión y Potencia Reactiva
Capacidad de potencia reactiva debajo de la potencia
máxima, Centrales asincrónicas tipo C y D
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
-0.6 -0.5 -0.4 -0.3 -0.2 -0.1 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7
Marco Exterior Fijo
Rango
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
0.857 0.894 0.928 0.958 0.981 0.995 1.000 0.995 0.981 0.958 0.928 0.894 0.857 0.819
máxP
Q
cos
máxP
Q
 puP
Funcionamiento en
Subexcitación
Funcionamiento en
Sobreexcitación
Marco Interior
Requerimiento Mínimo
33.0máxPQ
33.0máxPQ
Diagrama P-Q/Pmáx de una Central Eléctrica

21. Ejemplo
5. Requerimientos de Control de Tensión en condiciones
dinámicas o de falla, Centrales tipo D
Respuesta de la Central Eléctrica
de tipo D ante condiciones
dinámicas o de falla. El diagrama
es ilustrativo y representa los
límites de un perfil de tensión
contra tiempo, expresado en por
unidad antes, durante y después
de una falla.
1.0
0.0  segt
 puV
Zona A
Zona B
Zona B
PB1 PB2
PB3 PB4
PB6
PA1 PA2
PA3
0.9
1.1
PB5
0.250.20 0.45 0.70 1.50

22. ¡Gracias!
www.cre.gob.mx