ACUERDO por el que la Secretaría de Energía emite el Manual de Transacciones Bilaterales y Registro de Contratos de Cobertura Eléctrica

ACUERDO por el que la Secretaría de Energía emite el Manual de Transacciones Bilaterales y Registro de Contratos de Cobertura Eléctrica.

Al margen un sello con el Escudo Nacional, que dice: Estados Unidos Mexicanos.- Secretaría de Energía.

PEDRO JOAQUN COLDWELL, Secretario de Energía, con fundamento en el Tercero Transitorio de la Ley de la Industria Eléctrica y en los artículos 33, fracción XXVI, de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal y 4 del Reglamento Interior de la Secretaría de Energía

CONSIDERANDO

Que de conformidad con el artículo 25, párrafo cuarto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, el sector público tendrá a su cargo, de manera exclusiva, las áreas estratégicas que se señalan en el artículo 28, párrafo cuarto, de la Constitución;

Que el artículo 27, párrafo sexto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos establece que corresponde exclusivamente a la Nación la planeación y el control del Sistema Eléctrico Nacional, así como el servicio público de transmisión y distribución de energía eléctrica, y que en estas actividades no se otorgarán concesiones, sin perjuicio de que el Estado pueda celebrar contratos con particulares en los términos que establezcan las leyes, mismas que determinarán la forma en que los particulares podrán participar en las demás actividades de la industria eléctrica;

Que el Transitorio Tercero de la Ley de la Industria Eléctrica establece en su tercer párrafo, que por única ocasión la Secretaría de Energía emitirá las primeras Reglas del Mercado Eléctrico Mayorista, y que dichas Reglas incluirán las Bases del Mercado Eléctrico y las Disposiciones Operativas del Mercado que la referida Secretaría determine;

Que el 8 de septiembre de 2015 se publicaron en el Diario Oficial de la Federación las Bases del Mercado Eléctrico, mismas que definen las reglas y procedimientos que deberán llevar a cabo los Participantes del Mercado y las autoridades para mantener una adecuada administración, operación y planeación del Mercado Eléctrico Mayorista;

Que el Manual de Transacciones Bilaterales y Registro de Contratos de Cobertura Eléctrica desarrolla el contenido de la Base 9.8 de las Bases del Mercado Eléctrico, relacionada con las Transacciones Bilaterales Financieras que permiten a dos Participantes del Mercado transferir la responsabilidad financiera de la energía o de los Servicios Conexos incluidos en el mercado entre ellos, las Transacciones Bilaterales de Potencia que son aquellas que comprometen al emisor a entregar Potencia al adquiriente y asumen las obligaciones asociadas, y los Contratos de Cobertura Eléctrica mediante los cuales los Participantes del Mercado pueden acordar condiciones de 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, para lo cual se establecen procedimientos, reglas, instrucciones, directrices y ejemplos, y

Que dicho Manual se considera un acto administrativo de carácter general que debe publicarse en el Diario Oficial de la Federación, a fin de que produzca efectos jurídicos, por lo cual he tenido a bien emitir el siguiente

ACUERDO

ARTCULO NICO.- La Secretaría de Energía emite el Manual de Transacciones Bilaterales y Registro de Contratos de Cobertura Eléctrica.

TRANSITORIO

NICO. El presente Acuerdo entrará en vigor el día siguiente al de su publicación en el Diario Oficial de la Federación.

Ciudad de México, a 12 de enero de 2017.- El Secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell.- Rúbrica.

MANUAL DE TRANSACCIONES BILATERALES Y REGISTRO DE CONTRATOS DE COBERTURA
ELCTRICA

CONTENIDO

CAPTULO 1 Introducción

1.1 Propósito de los Manuales de Prácticas del Mercado

1.2 Propósito y contenido de este Manual

1.3 Términos definidos y reglas de interpretación

1.4 Reglas de interpretación

CAPTULO 2 Transacciones Bilaterales

2.1 Disposiciones Generales

2.2 Tipos de Transacciones Bilaterales

2.3 Registro de Transacciones Bilaterales Financieras

2.4 Registro de Transacciones Bilaterales de Potencia

2.5 Resultados de las Transacciones Bilaterales Financieras

2.6 Resultados de las Transacciones Bilaterales de Potencia

CAPTULO 3 Contratos de Cobertura Eléctrica

3.1 Disposiciones Generales

3.2 Responsabilidades

3.3 Tipos de Contratos de Cobertura Eléctrica

3.4 Notificación de Contratos de Cobertura Eléctrica

CAPTULO 4 Disposiciones Transitorias

4.1 Disposiciones Transitorias

CAPTULO 1

Introducción

1.1 Propósito de los Manuales de Prácticas del Mercado

1.1.1 Las Reglas del Mercado que rigen al Mercado Eléctrico Mayorista se integran por las Bases del Mercado Eléctrico y las Disposiciones Operativas del Mercado.

1.1.2 Los Manuales de Prácticas de Mercado forman parte de las Disposiciones Operativas del Mercado y tienen por objeto desarrollar a detalle los elementos de las Bases del Mercado Eléctrico y establecer los procedimientos, reglas, instrucciones, principios de cálculo, directrices y ejemplos a seguir para la administración, operación y planeación del Mercado Eléctrico Mayorista.

1.2 Propósito y contenido de este Manual

1.2.1 El presente Manual de Transacciones Bilaterales y Registro de Contratos de Cobertura Eléctrica es el Manual de Prácticas del Mercado que tiene como propósito establecer los criterios para registrar las Transacciones Bilaterales en los procesos de liquidación del Mercado Eléctrico Mayorista así como las reglas generales y procedimientos en relación a los Contratos de Cobertura Eléctrica que celebren los Participantes del Mercado y que sean notificados al CENACE.

1.2.2 Este Manual desarrolla el contenido de las Bases del Mercado Eléctrico en relación a los Contratos de Cobertura Eléctrica y a las Transacciones Bilaterales, estén o no asociadas a estos contratos, es decir desarrolla el contenido de las Bases 9.8, 11.2.4 y 17.8.11, y comprende los temas siguientes:

(a) Las Transacciones Bilaterales y los procedimientos para registrarlas ante el CENACE se presentan en el Capítulo 2; y

(b) En el Capítulo 3 se describen los Contratos de Cobertura Eléctrica y los procedimientos

para notificarlos al CENACE.

1.3 Términos definidos y reglas de interpretación

Para efectos del presente Manual, además de las definiciones del artículo 3 la Ley de la Industria Eléctrica, del artículo 2 de su Reglamento y de las Bases del Mercado Eléctrico, se entenderá por:

1.3.1 Adquiriente: Persona que ha suscrito un Contrato de Cobertura Eléctrica en el que se compromete a adquirir una cantidad determinada de energía eléctrica o Productos Asociados, o que ha registrado una Transacción Bilateral en la que se reporta al CENACE que ha adquirido una cantidad determinada de energía eléctrica o Productos Asociados.

1.3.2 Cámara de Compensación: Persona moral que administrará de manera centralizada los Contratos de Cobertura Eléctrica que sean asignados a través de subastas convocadas, después de que haya sido creada o constituida tal persona moral en los términos y para los efectos de lo previsto en la Base 14.1.6 inciso (c) subinciso ()(iii).

1.3.3 Capacidad Entregada: El promedio de la cantidad total de Potencia que un recurso efectivamente haya puesto a disposición del Sistema Eléctrico Nacional en las horas críticas de un año dado, el cual se expresará en MW y será calculado por el CENACE una vez que haya transcurrido el año de que se trate, de conformidad con el Manual de Mercado para el Balance de Potencia.

1.3.4 Cuenta de Orden: Cuenta que los Participantes del Mercado generan en el Módulo de Registro del Sistema de Información de Mercado, para gestionar las transacciones que lleven a cabo en el Mercado Eléctrico Mayorista.

1.3.5 Emisor: Persona que ha suscrito un Contrato de Cobertura Eléctrica en el que se compromete a enajenar una cantidad determinada de energía eléctrica o Productos Asociados, o que ha registrado una Transacción Bilateral en la que se reporta al CENACE que ha enajenado una cantidad determinada de energía eléctrica o Productos Asociados.

1.3.6 Estado de Cuenta Diario: Documento que emite el CENACE todos los días para cada Cuenta de Orden de cada Participante del Mercado, que contiene el detalle de sus operaciones en el Mercado Eléctrico Mayorista; es la base que se utiliza para los procesos de facturación y Re-liquidación.

1.3.7 Software de Programación Financiera: Aplicación del Mercado Eléctrico Mayorista alojada en los servidores del área certificada del Sistema de Información del Mercado que permite a los Participantes del Mercado registrar, validar, modificar o cancelar Transacciones Bilaterales, así como registrar las condiciones relevantes de sus Contratos de Cobertura Eléctrica.

1.3.8 Transacción Bilateral: Las Transacciones Bilaterales Financieras y las Transacciones Bilaterales de Potencia.

1.3.9 TBFin: Transacción Bilateral Financiera.

1.3.10 TBPot: Transacción Bilateral de Potencia.

1.4 Reglas de interpretación

1.4.1 Los términos definidos a que hace referencia la disposición 1.3 podrán utilizarse en plural o singular sin alterar su significado siempre y cuando el contexto así lo permita.

1.4.2 Salvo indicación en contrario, los días señalados en este documento se entenderán como días naturales y cuando se haga referencia a año, se entenderá éste como año calendario.

1.4.3 En caso de que exista alguna contradicción o inconsistencia entre lo previsto en este Manual y lo previsto en las Bases del Mercado Eléctrico, prevalecerá lo establecido en las Bases del Mercado Eléctrico.

1.4.4 Salvo que expresamente se indique otra cosa, cualquier referencia a un capítulo, sección, numeral, inciso, subinciso, apartado o, en general, a cualquier disposición, deberá entenderse realizada al capítulo, sección, numeral, inciso, subinciso, apartado o disposición correspondiente en este Manual.

CAPTULO 2

Transacciones Bilaterales

2.1 Disposiciones Generales

2.1.1 Las Transacciones Bilaterales Financieras permiten a dos Participantes del Mercado transferir

la responsabilidad financiera de la energía eléctrica o de los Servicios Conexos incluidos en el mercado (no así la provisión física de energía eléctrica o de Servicios Conexos) entre ellos.

2.1.2 Las Transacciones Bilaterales de Potencia permiten a dos Participantes del Mercado transferir la obligación legal de procurar Potencia entre ellos, incluyendo la responsabilidad de producir o adquirir la capacidad entregada que corresponde a la Potencia.

2.1.3 Los Participantes del Mercado podrán, a su elección, usar Transacciones Bilaterales para la liquidación de las transacciones especificadas en sus Contratos de Cobertura Eléctrica.

2.2 Tipos de Transacciones Bilaterales

2.2.1 Existen Transacciones Bilaterales que se consideran en el Mercado Eléctrico Mayorista que tienen características distintas. A continuación se detallan las particularidades de dichas Transacciones Bilaterales:

(a) Transacciones Bilaterales Financieras: Son operaciones mediante las cuales el Emisor transfiere al Adquiriente el derecho de cobro, y asume la obligación de pago (y al revés cuando el precio del producto transferido tenga valor negativo) correspondiente a una cantidad determinada de energía eléctrica o de Servicios Conexos comercializados en el Mercado del Día en Adelanto o en el Mercado de Tiempo Real en un NodoP o en una zona de reservas, sin que la transacción requiera la inyección o retiro físico de energía eléctrica o Servicios Conexos. Hay dos tipos de Transacciones Bilaterales Financieras:

(i) TBFin por cantidades fijas de MWh. La cantidad del producto a transferirse se reporta explícitamente al CENACE, sin que ésta dependa de algún resultado del Mercado Eléctrico Mayorista. Para tal efecto, por fija se entenderá determinada, no constante; por lo tanto, se podrán incluir cantidades diferentes en cada hora de una TBFin. Las TBFin se podrán presentar tanto en el Mercado del Día en Adelanto como en el Mercado de Tiempo Real. Estas transacciones no se acumularán del Mercado del Día en Adelanto al Mercado de Tiempo Real, es decir, las TBFin deberán registrarse independientemente para cada mercado.

(ii) TBFin referenciadas. La cantidad se define como un porcentaje de la energía eléctrica generada en una Unidad de Central Eléctrica o de la consumida en un Centro de Carga. Estas Transacciones Bilaterales Financieras sólo se aplicarán en el Mercado de Tiempo Real. Al momento de registrarse dichas TBFin, el CENACE realizará la estimación de la cantidad de energía eléctrica asociada a la transacción de acuerdo con los valores históricos de generación de la Unidad de Central Eléctrica o de consumo del Centro de Carga para fines del cálculo de los Pasivos Potenciales Estimados del Participante del Mercado.

(b) Transacciones Bilaterales de Potencia: Son operaciones mediante las cuales el Emisor transfiere al Adquiriente la titularidad y asume las obligaciones asociadas con una cantidad determinada de Potencia en una Zona de Potencia determinada dentro de un mismo Sistema Interconectado. Dichas transacciones se consideran en el Mercado para el Balance de Potencia que se describe en el Manual de Mercado para el Balance de Potencia.

2.3 Registro de Transacciones Bilaterales Financieras

2.3.1 El registro inicial de las Transacciones Bilaterales Financieras se podrá llevar a cabo desde 7 días antes y hasta 3 días después de la realización del mercado correspondiente, en términos de lo establecido en el numeral 2.3.3.

2.3.2 Se entenderá que una Transacción Bilateral Financiera ha sido registrada cuando la solicitud de registro haya sido validada por la contraparte.

2.3.3 El Emisor o el Adquiriente solicitará al CENACE el registro de una Transacción Bilateral Financiera, a través del Software de Programación Financiera utilizando los formatos establecidos por el CENACE para tal efecto, y de conformidad con lo siguiente:

(a) Transacciones Bilaterales Financieras Fijas. Se podrá solicitar el registro proporcionando los siguientes datos:

(i) Identificador ID del Emisor;

(ii) Cuenta de Orden del Emisor;

(iii) Identificador ID del Adquiriente;

(iv) Cuenta de Orden del Adquiriente;

(v) Sistema Interconectado al que corresponde la TBFin;

(vi) Contrato de Cobertura Eléctrica al que está vinculada (opcional);

(vii) Producto (energía eléctrica o cualquiera de los Servicios Conexos incluidos en el mercado);

(viii) Mercado al que corresponde (Mercado del Día en Adelanto o Mercado de Tiempo Real);

(ix) Fecha y hora de inicio y fin del periodo en que aplica;

(x) Día(s) de la semana en que aplica la TBFin (opcional);

(xi) Cantidad en [MWh] para cada hora, pudiendo ser cantidades diferentes en cada hora;

(xii) Para transacciones de energía eléctrica, NodoP en el que se lleva a cabo la transacción:

(A) NodoP Elemental;

(B) NodoP Agregado o NodoP Distribuido definido por el CENACE (zona de carga, zona de generación u otro);

(C) NodoP Agregado, especificando el porcentaje correspondiente a cada NodoP Elemental que lo compone a partir de instalaciones Directamente Modeladas, o

(D) NodoP Distribuido, especificando el porcentaje correspondiente a cada NodoP Elemental que lo compone a partir de instalaciones Indirectamente Modeladas.

(xiii) Para Servicios Conexos incluidos en el mercado: zona de reservas en la que se lleva a cabo la transacción, e

(xiv) Información adicional que se desee reportar (opcional), en formato libre de texto.

(b) Transacciones Bilaterales Financieras Referenciadas. Se podrá solicitar el registro, proporcionando los siguientes datos:

(i) La información especificada en el inciso (a) anterior, sub-incisos (i) a (x);

(ii) Activo de referencia para determinar la cantidad de energía eléctrica o Servicios Conexos incluidos en el mercado (ID de Unidad de Central Eléctrica o de Centro de Carga);

(iii) Cantidad en [%] de la generación o consumo del activo de referencia, y

(iv) La información especificada en el inciso (a) anterior, sub-incisos (xii) a (xiv).

2.3.4 No será obligatorio reportar los precios u otros términos comerciales de la operación que se liquida a través de la Transacción Bilateral Financiera.

2.3.5 Una vez que el Emisor o el Adquiriente ha completado la solicitud de registro de la Transacción Bilateral Financiera de manera exitosa, el CENACE realizará la estimación de la Responsabilidad Estimada Agregada de cada una de las partes de acuerdo a lo establecido en el Manual de Garantías de Cumplimiento y, en caso de que la cantidad resultante no supere el Monto Garantizado de Pago, el CENACE le enviará la confirmación de recepción de la solicitud de registro de manera automática a través del Software de Programación Financiera.

2.3.6 Cuando el CENACE confirme la solicitud de registro de la Transacción Bilateral Financiera, asignará un identificador a la misma y le enviará a la contraparte de la transacción una notificación para que ésta valide el registro. La Transacción Bilateral Financiera no tendrá efectos hasta que haya sido validada por la contraparte.

2.3.7 La contraparte podrá solicitar una modificación en la solicitud de registro de la Transacción Bilateral Financiera, la cual será enviada a través del Software de Programación Financiera a quien haya hecho la solicitud de registro de dicha transacción. Dicha modificación surtirá efecto en el momento que el Emisor o el Adquiriente que realizó la solicitud de registro valide la modificación, sujeto a que el CENACE verifique que la estimación de la Responsabilidad Estimada Agregada de los Participantes del Mercado no supere el Monto Garantizado de Pago.

2.3.8 En caso de elegir el registro automático de Transacciones Bilaterales Financieras cuando se hayan registrado Contratos de Cobertura Eléctrica en términos del numeral 3.4.3, las Transacciones Bilaterales Financieras que correspondan a dicho contrato serán registradas por el CENACE y validadas automáticamente el séptimo día anterior a la realización del mercado correspondiente cubierto por el plazo del Contrato de Cobertura Eléctrica, salvo que los

Participantes del Mercado no cuenten con un Monto Garantizado de Pago suficiente para cubrir el incremento en su Responsabilidad Estimada Agregada que resultaría de dichas transacciones. Estas Transacciones Bilaterales Financieras no necesitarán de una validación adicional de las partes.

2.3.9 Una vez que la Transacción Bilateral Financiera haya sido validada de manera exitosa, ésta se entenderá como registrada y tanto el Adquiriente como el Emisor podrán solicitar una modificación a través del Software de Programación Financiera, actualizando la información solicitada en el numeral 2.3.3 a excepción del inciso (a) subincisos (i) a (v). Dicha modificación surtirá efecto en el momento que la contraparte la valide, sujeta a que el CENACE verifique que la estimación de la Responsabilidad Estimada Agregada de los Participantes del Mercado no supere el Monto Garantizado de Pago.

2.3.10 El Adquiriente o el Emisor podrá solicitar la cancelación de una Transacción Bilateral Financiera mediante el Software de Programación Financiera. Para que la cancelación surta efecto, la contraparte de la transacción deberá validarla, con lo cual quedará registrada como una Transacción Bilateral Financiera cancelada.

2.3.11 El registro, modificación o cancelación de Transacciones Bilaterales Financieras podrá realizarse hasta 3 días después del mercado correspondiente.

2.3.12 No se permitirá la programación de Transacciones Bilaterales Financieras cuando los Participantes del Mercado no cuenten con un Monto Garantizado de Pago suficiente para cubrir el incremento en su Responsabilidad Estimada Agregada que resultaría de dichas transacciones. Una vez que se encuentren registradas las Transacciones Bilaterales Financieras el CENACE deberá evaluar la relación entre el Monto Garantizado de Pago y la Responsabilidad Estimada Agregada de ambas partes previo a incluirse en el proceso de liquidación.

2.3.13 Una vez que la Transacción Bilateral Financiera ha sido registrada, el CENACE la incluirá en el proceso de liquidación y se verá reflejada en el Estado de Cuenta Diario correspondiente al Día de Operación en que se aplica la transacción, afectando las Cuentas de Orden registradas de cada uno de los Participantes del Mercado involucrados.

2.3.14 El registro de Transacciones Bilaterales Financieras no guarda relación alguna con el despacho de las Unidades de Central Eléctrica implicadas en estas transacciones.

2.4 Registro de Transacciones Bilaterales de Potencia

2.4.1 El registro inicial de las Transacciones Bilaterales de Potencia se podrá llevar a cabo desde 7 días antes y hasta 1 día antes de la realización del Mercado para el Balance de Potencia del año respectivo, en términos de lo establecido en el numeral 2.4.3.

2.4.2 Se entenderá que una Transacción Bilateral de Potencia ha sido registrada cuando la solicitud de registro haya sido validada por la contraparte.

2.4.3 El Emisor o el Adquiriente solicitará al CENACE el registro de una Transacción Bilateral de Potencia, a través del Software de Programación Financiera utilizando los formatos establecidos por el CENACE para tal efecto y proporcionando los siguientes datos:

(a) Identificador ID del Emisor;

(b) Identificador ID del Adquiriente;

(d) Activo de referencia;

(e) Cantidad en [MW-año] o,

(f) Cantidad en [%] de la Potencia Acreditada o del requisito anual de Potencia del activo de referencia, e

(g) Información adicional que se desee reportar (opcional).

2.4.4 No será obligatorio reportar los precios u otros términos comerciales de la Transacción Bilateral de Potencia.

2.4.5 Una vez que el Emisor o el Adquiriente haya completado la solicitud de registro de la Transacción Bilateral de Potencia de manera exitosa, el CENACE le enviará la confirmación de recepción de la solicitud de registro de manera automática a través del Software de Programación Financiera.

2.4.6 Cuando el CENACE confirme la solicitud de registro de la Transacción Bilateral de Potencia, asignará un identificador a la misma y le enviará a la contraparte de la transacción una notificación para que ésta valide el registro. La Transacción Bilateral de Potencia no tendrá efectos hasta que haya sido validada por la contraparte.

2.4.7 La contraparte podrá solicitar una modificación en la solicitud de registro de la Transacción Bilateral de Potencia, la cual será enviada a través del Software de Programación Financiera a quien haya hecho la solicitud de registro de dicha transacción. Dicha modificación surtirá efecto en el momento que el Emisor o el Adquiriente que realizó la solicitud de registro valide la modificación.

2.4.8 En caso de elegir el registro automático de Transacciones Bilaterales de Potencia cuando se hayan registrado Contratos de Cobertura Eléctrica en términos del numeral 3.4.3, las Transacciones Bilaterales de Potencia que correspondan a dicho contrato serán registradas por el CENACE y validadas automáticamente el séptimo día anterior a la realización de cada uno de los Mercados para el Balance de Potencia cubiertos por el plazo del Contrato de Cobertura Eléctrica, salvo que los Participantes del Mercado no cuenten con un Monto Garantizado de Pago suficiente para cubrir el incremento en su Responsabilidad Estimada Agregada que resultaría de dichas transacciones. Estas Transacciones Bilaterales de Potencia no necesitarán de una validación adicional de las partes.

2.4.9 Una vez que la Transacción Bilateral de Potencia haya sido validada de manera exitosa, ésta se entenderá como registrada y tanto el Adquiriente como el Emisor podrán solicitar una modificación a través del Software de Programación Financiera, actualizando la información solicitada en el numeral 2.4.3, a excepción de los incisos (a) y (b). Dicha modificación surtirá efecto en el momento que la contraparte la valide.

2.4.10 El Adquiriente o el Emisor podrán solicitar la cancelación de una Transacción Bilateral de Potencia mediante el Software de Programación Financiera. Para que la cancelación surta efecto, la contraparte de la transacción deberá validarla antes del Mercado para el Balance de Potencia del año respectivo, con lo cual quedará registrada como una Transacción Bilateral de Potencia cancelada.

2.4.11 El registro, modificación o cancelación de Transacciones Bilaterales de Potencia podrá realizarse hasta 1 día antes del Mercado para el Balance de Potencia del año respectivo.

2.5 Resultados de las Transacciones Bilaterales Financieras

2.5.1 Los Participantes del Mercado obtendrán las siguientes ventajas al utilizar Transacciones Bilaterales Financieras:

(a) La compra neta que el Adquiriente realiza en el Mercado Eléctrico Mayorista es menor, ya que se acreditan sus compras a través de las Transacciones Bilaterales Financieras. Esto reduce el Monto Garantizado de Pago a cubrir del Adquiriente en términos del Manual de Garantías de Cumplimiento y de la Base 4 de las Bases del Mercado Eléctrico.

(b) La venta neta del Emisor al CENACE será menor, debido a los cargos por la cantidad de energía eléctrica y Servicios Conexos programados bajo Transacciones Bilaterales Financieras. Esto le permitirá liquidar su transacción directamente con el Adquiriente, reduciendo el monto de capital de trabajo requerido para financiar el ciclo de pago ante el CENACE.

2.5.2 De conformidad con el Manual de Liquidaciones, mediante el mecanismo de liquidación que lleva a cabo el CENACE para las Transacciones Bilaterales Financieras, el CENACE cargará al Emisor y acreditará al Adquiriente el producto que resulte de multiplicar la cantidad de energía eléctrica o Servicios Conexos incluidos en la transacción, por el precio de la energía eléctrica o de los Servicios Conexos en la hora, fecha y NodoP o zona de reserva correspondiente, en el Mercado del Día en Adelanto o del Mercado en Tiempo Real del que se trate. De manera que:

(a) Los Emisores que tengan una Transacción Bilateral Financiera validada, verán reflejada en el documento fiscal correspondiente que se genere en función de los valores del Estado de Cuenta Diario por el monto de la transacción bilateral asociada a energía eléctrica o Servicios Conexos.

(b) Los Adquirientes que tengan una Transacción Bilateral Financiera validada, verán reflejado en el documento fiscal correspondiente que se genere como consecuencia de los importes publicados en el Estado de Cuenta Diario por el monto de la compra neta del Adquiriente por transacciones asociadas de energía eléctrica o Servicios Conexos.

Ejemplo 1: Transacción Bilateral Financiera

El Generador X y el Suministrador Y celebraron un Contrato de Cobertura Eléctrica que especifica la transferencia del Generador al Suministrador de 10 MWh en el Mercado del Día en Adelanto (MDA) en una hora y fecha determinados a un precio de $50/MWh, en el NodoP "A". Las partes programaron una Transacción Bilateral Financiera en el MDA en la que se reportaron al CENACE las características de la misma, sin reportar el precio de la transacción. Como resultado de la Transacción Bilateral Financiera, el CENACE transfiere en el MDA, la responsabilidad financiera para la compra de 10 MWh de energía en el NodoP "A" del Suministrador Y al Generador X en la fecha y hora especificadas.

Como resultado del Contrato de Cobertura Eléctrica el Suministrador Y paga al Generador X $500 por la hora y fecha especificadas:

Pago por el Contrato de Cobertura Eléctrica = 10 MWh X $50/MWh = $500

Este pago se realiza directamente entre las partes del contrato y el CENACE no se involucra. Para simplificar el ejemplo, se asume que la liquidación de la Transacción Bilateral Financiera no está vinculada a la generación o el consumo real del Generador X o del Suministrador Y, respectivamente.

Esta Transacción Bilateral Financiera registrada ante el CENACE para una cantidad fija de MWh, se liquida financieramente, independientemente de si las partes participan en el Mercado de Energía de Corto Plazo en la hora considerada o de cómo participen y con independencia de su generación y consumo real medidos en dicha hora. Sin embargo, en este ejemplo es útil asumir que las partes participan en el MDA.

Así, supongamos que una Unidad de Central Eléctrica del Generador X es despachada por 10 MWh en el MDA en la hora y la fecha especificada, en el NodoP "A", y un Centro de Carga del Suministrador Y consumió 10 MWh en el MDA en esa misma hora y en ese mismo NodoP.

El Precio Marginal Local en el MDA para el NodoP "A" a la hora y fecha acordada resultó en $20/MWh.

Al tener una Transacción Bilateral Financiera validada, bajo el supuesto de que la Unidad de Central Eléctrica del Generador X es despachada y el Suministrador Y compra, respectivamente, la misma cantidad de energía en el MDA y en el NodoP que se establecen en la Transacción Bilateral Financiera, el Generador X y el Suministrador Y no enfrentan el precio del MDA y los pagos y cobros para las partes serán los siguientes:

Generador X:	Precio $/MWh	Cantidad MWh	Total $
Fuera del Mercado (Contrato de Cobertura Eléctrica) Pago recibido del Suministrador Y	50	10	500
En el Estado de Cuenta Diario: Cargo por TBFin	20	-10	-200
Venta en el MDA	20	10	200
Ingreso bruto (excluye costo de producción)			$500

Suministrador Y:	Precio $/ MWh	Cantidad MWh	Total $
Fuera del Mercado (Contrato de Cobertura Eléctrica) Pago realizado al Generador X	50	-10	-500
En el Estado de Cuenta Diario: Abono por TBFin	20	10	200
Compra en el MDA	20	-10	-200
Costo neto			-$500

Ejemplo 2: Transacción Bilateral Financiera con consumo en un NodoP distinto al NodoP de la
transacción

El Generador X y el Suministrador Y celebraron un Contrato de Cobertura Eléctrica que especifica la transferencia de 10 MWh en el Mercado del Día en Adelanto (MDA) en una hora y fecha determinados a un precio de 50 $/MWh en el NodoP "A". Las partes programaron una Transacción Bilateral Financiera en el MDA, en la que se reportaron al CENACE las características de la misma, sin reportar el precio de la transacción. Como resultado de la Transacción Bilateral Financiera, el CENACE transfiere la responsabilidad financiera para la compra de 10 MWh de energía del Suministrador Y al Generador X en la fecha y hora especificadas en el MDA, en el NodoP "A".

Como resultado del Contrato de Cobertura Eléctrica el Suministrador Y paga al Generador X $500 por la hora y fecha especificadas:

Pago por el Contrato de Cobertura Eléctrica = 10 MWh X $50/MWh = $500

En este ejemplo, el Suministrador Y extrae energía en el NodoP "B", pero programó la energía mediante una Transacción Bilateral Financiera en el NodoP "A". Por lo que el Suministrador Y está expuesto a la diferencia en los componentes de pérdidas y congestión marginal de los Precios Marginales Locales de los NodosP "A" y "B". Entonces, para hacer de esta transacción una cobertura de precio completa, asuma que el Suministrador Y también adquiere un Derecho Financiero de Transmisión por 10 MW con el NodoP "A" como el punto de inyección y el NodoP "B" como el punto de retiro (para simplificar, se ignora el componente de pérdidas marginales de los Precios Marginales Locales).

Caso 1. El Generador X es despachado en el Mercado del Día en Adelanto

El Precio Marginal Local del MDA para el NodoP "A" a la hora y fecha especificada resultó en 20$/MWh y en el NodoP "B" resultó en 30 $/MWh. Asuma que la Unidad de Central Eléctrica del Generador X es despachada por 10 MWh en el Mercado del Día en Adelanto en la hora y la fecha especificada en el NodoP "A", y asuma que el Suministrador Y compró 10 MWh en el MDA en esa misma hora y en el NodoP "B". En este caso, el Generador X y el Suministrador Y no enfrentan el precio del MDA y los pagos y cobros para las partes serán los siguientes:

Generador X:	Precio $/ MWh	Cantidad MWh	Total $
Fuera del Mercado (Contrato de Cobertura Eléctrica) Pago recibido del Suministrador Y	50	10	500
En el Estado de Cuenta Diario: Cargo por TBFin	20	-10	-200
Venta en el MDA	20	10	200
Ingreso bruto (excluye costo de producción)			$500

Suministrador Y:	Precio $/MWh	Cantidad MWh	Total $
Fuera del Mercado (Contrato de Cobertura Eléctrica) Pago realizado al Generador X	50	-10	-500
Compra en el MDA	30	-10	-300
En el Estado de Cuenta Diario: Abono por TBFin	20	10	200
Ingreso por Derecho Financiero de Transmisión	10	10	100
Costo neto			- $500

Caso 2. El Generador X no es despachado en el Mercado del Día en Adelanto

El Precio Marginal Local en el MDA para el NodoP "A" a la hora y fecha acordada resultó en 20$/MWh y en el NodoP "B" resultó en 30$/MWh. Asuma que a este precio la Unidad de Central Eléctrica del Generador X no es despachada en el MDA en la hora y fecha especificada en el NodoP "A", pero asuma que el Suministrador Y de todas formas adquiere 10 MWh en el MDA en la misma hora y en el NodoP "B". En este caso, el Suministrador Y no enfrenta el precio en el MDA, pero el Generador X está expuesto al precio del mismo y los pagos y cobros para las partes serán los siguientes:

Generador X:	Precio $/ MWh	Cantidad MWh	Total $
Fuera del Mercado (Contrato de Cobertura Eléctrica) Pago recibido del Suministrador Y	50	10	500
En el Estado de Cuenta Diario: Cargo por TBFin	20	-10	-200
Ingreso neto			$300

Suministrador Y:	Precio $/MW h	Cantidad MWh	Total $
Fuera del Mercado (Contrato de Cobertura Eléctrica) Pago realizado al Generador X	50	-10	-500
Compra en el MDA	30	-10	-300
En el Estado de Cuenta Diario: Abono por TBFin	20	10	200
Ingreso por Derecho Financiero de Transmisión	10	10	100
Costo neto			- $500

2.6 Resultados de las Transacciones Bilaterales de Potencia

2.6.1 Las Transacciones Bilaterales de Potencia no se consideran Transacciones Bilaterales Financieras porque conllevan la transferencia de la obligación legal de procurar Potencia.

2.6.2 Los Contratos de Cobertura Eléctrica para la compraventa de Potencia que celebren los Participantes del Mercado se programan ante el CENACE como Transacciones Bilaterales de Potencia, con objeto de que:

(a) Los Emisores de la TBPot (típicamente Generadores), reduzcan la cantidad de la Capacidad Entregada de sus ofertas de venta al Mercado para el Balance de Potencia.

(b) Los Adquirientes de la TBPot (típicamente Entidades Responsables de Carga), reduzcan

la cantidad de sus obligaciones de Potencia para la compra al Mercado para el Balance de Potencia.

2.6.3 El mecanismo de liquidación que lleva a cabo el CENACE no contempla cobros y abonos asociados con las Transacciones Bilaterales de Potencia, ya que éstas impactan directamente en las cantidades de Potencia a liquidarse en el Mercado para el Balance de Potencia.

2.6.4 La Transacción Bilateral de Potencia transfiere la obligación del Adquiriente al Emisor, por ello, en caso de que el Emisor incumpla con dicho compromiso, éste será responsable de las penalizaciones correspondientes al monto de la Potencia asociada a la transacción.

Ejemplo 3: Transacción Bilateral de Potencia

El Generador X y la Entidad Responsable de Carga Z celebraron un Contrato de Cobertura Eléctrica para la compraventa de Potencia por 30 MW-año en el año 2018 a un precio de 50,000 $/MW-año. Las partes programaron este contrato como una Transacción Bilateral de Potencia, en la que se le reportaron las características de la misma al CENACE, sin reportar el precio de la transacción.

Cuando se realice el Mercado para el Balance de Potencia, se pueden presentar los siguientes casos en relación con las ofertas de compra y de venta que el CENACE registre para la Entidad Responsable de Carga Z y el Generador X, respectivamente:

Entidad Responsable de Carga Z:

(a) Si su obligación de Potencia es de 50 MW-año, el CENACE registrará una oferta de compra por 20 MW-año.

(b) Si su obligación de Potencia es de 30 MW-año; el CENACE no registrará oferta de compra.

(c) Si su obligación de Potencia es de 20 MW-año, el CENACE no registrará una oferta de compra, sino que registrará una oferta de venta de la Entidad Responsable de Carga Z por los 10 MW-año de Potencia excedente.

Generador X:

(a) Si la Capacidad Entregada fue de 50 MW-año, el CENACE registrará una oferta de venta por 20 MW-año.

(b) Si la Capacidad Entregada fue de 30 MW-año; el CENACE no registrará oferta de venta.

(c) Si la Capacidad Entregada fue de 20 MW-año, el CENACE no registrará una oferta de venta, sino que registrará una oferta de compra del Generador X por los 10 MW-año de Potencia faltante o vendida en exceso. En este caso, al enajenar Potencia en exceso de su Capacidad Entregada, en caso de que el Mercado para el Balance de Potencia no le asigne una cantidad de Potencia suficiente para cubrir su faltante, el Generador X toma responsabilidad de las obligaciones de Potencia establecidas por la CRE.

Cabe notar que en ningún caso la Transacción Bilateral de Potencia implicó un pago o cobro para incluirse directamente en el Estado de Cuenta Diario del Emisor o del Adquiriente.

2.6.5 Para todo lo relativo a los principios, reglas, directrices, ejemplos y procedimientos a seguir para la liquidación de Transacciones Bilaterales de Potencia, se observarán las disposiciones contenidas en el Manual de Mercado para el Balance de Potencia.

CAPTULO 3

Contratos de Cobertura Eléctrica

3.1 Disposiciones Generales

3.1.1 Los Contratos de Cobertura Eléctrica se refieren a cualquier acuerdo celebrado directamente entre Participantes del Mercado mediante el cual adquieren el compromiso de la compraventa de una cantidad determinada de energía eléctrica o Productos Asociados en una hora y fecha futura específica, o la realización de pagos basados en los precios de los mismos.

3.1.2 Los Contratos de Cobertura Eléctrica sirven para reducir la incertidumbre de los precios de mercado al firmar acuerdos bilaterales para fijar el precio del producto (energía eléctrica, Servicios Conexos, Potencia, Certificados de Energías Limpias, entre otros) durante un tiempo determinado.

3.1.3 Los Participantes del Mercado podrán celebrar Contratos de Cobertura Eléctrica libremente entre ellos, para lo cual podrán determinar las estructuras de pagos y demás términos y condiciones que les convengan.

3.1.4 Los Suministradores de Servicios Básicos celebrarán Contratos de Cobertura Eléctrica a través de las subastas establecidas en las Bases del Mercado Eléctrico y los Contratos Legados para el Suministro Básico.

3.1.5 Los Contratos de Cobertura Eléctrica que resulten de las Subastas de Mediano y Largo Plazo, y que se hayan celebrado a través de la Cámara de Compensación, se sujetarán a lo establecido en las Bases del Mercado Eléctrico y las Guías Operativas de dicha Cámara de Compensación.

3.2 Responsabilidades

3.2.1 Los Participantes del Mercado son responsables de remitir la información de los Contratos de Cobertura Eléctrica que requieran ser notificados al CENACE en los términos de las Bases del Mercado Eléctrico, así como de verificar la consistencia de los datos y la veracidad de dicha información.

3.2.2 Será responsabilidad de los Participantes del Mercado revisar la información que remitan al CENACE y realizar la corrección o cancelación de los datos cuando se requiera, mediante los formatos que el CENACE determine para ello en el Software de Programación Financiera.

3.3 Tipos de Contratos de Cobertura Eléctrica

3.3.1 Los Contratos de Cobertura Eléctrica comprenden diferentes tipos de contratos, los cuales se describen a continuación:

(a) Contratos de Cobertura Eléctrica Vinculados a una Central Eléctrica. Son aquellos en los que las cantidades de energía eléctrica o Productos Asociados que se venden están vinculados a la disponibilidad o a la producción de una o más Unidades de Central Eléctrica. En esta categoría se pueden encontrar:

(i) Contratos de Cobertura Eléctrica asignados en las Subastas de Largo Plazo.

(ii) Contratos Legados para el Suministro Básico, que abarcan la energía eléctrica y Productos Asociados de las Centrales Eléctricas Legadas y Centrales Externas Legadas, suscritos entre los Suministradores de Servicios Básicos y las empresas de la Comisión Federal de Electricidad que la Secretaría determine, en los términos del artículo Décimo Noveno Transitorio de la Ley.

(iii) Los demás Contratos de Cobertura Eléctrica suscritos entre Participantes del Mercado mediante los cuales cualquier Participante del Mercado puede vender las cantidades de la energía eléctrica o Productos Asociados vinculados a la disponibilidad o a la producción de una o más Unidades de Central Eléctrica.

(b) Contratos de Cobertura Eléctrica Utilizados para Satisfacer las Obligaciones de un Suministrador. Son aquellos contratos que celebran los Suministradores para cumplir con su obligación de adquirir por adelantado energía eléctrica y Productos Asociados a los Centros de Carga que representen, de conformidad con los requisitos y montos mínimos que al respecto establezca la CRE en términos de la Ley.

3.3.2 Las partes que celebren Contratos de Cobertura Eléctrica Vinculados a una Central Eléctrica o Contratos de Cobertura Eléctrica Utilizados para Satisfacer las Obligaciones de un Suministrador están obligados a notificarlo al CENACE, en términos del numeral 3.4.

3.3.3 El Software de Programación Financiera permitirá notificar todos los tipos de Contratos de Cobertura Eléctrica considerados en el numeral 3.3.1.

3.4 Notificación de Contratos de Cobertura Eléctrica

3.4.1 Los Contratos de Cobertura Eléctrica Vinculados a una Central Eléctrica y los Contratos de Cobertura Eléctrica Utilizados para Satisfacer las Obligaciones de un Suministrador se deberán notificar al CENACE, dentro de los primeros 10 días hábiles de su celebración.

3.4.2 Se entenderá que un Contrato de Cobertura Eléctrica ha sido notificado cuando la solicitud de registro haya sido validada por la contraparte.

3.4.3 A fin de notificar al CENACE los principales aspectos de los Contratos de Cobertura Eléctrica, el Emisor o el Adquiriente solicitará al CENACE el registro de un Contrato de Cobertura Eléctrica a través del Software de Programación Financiera, utilizando los formatos que el CENACE establezca para tal efecto, los cuales deben incluir la siguiente información:

(a) Tipo de Contrato de Cobertura Eléctrica:

(i) Contratos de Cobertura Eléctrica Vinculados a una Central Eléctrica;

(ii) Contratos de Cobertura Eléctrica Utilizados para Satisfacer las Obligaciones de un Suministrador;

(iii) Contratos de Cobertura Eléctrica de un mismo grupo económico (en caso de que la CRE establezca obligaciones de reporte), o

(iv) Demás Contratos de Cobertura Eléctrica (no existe obligación para notificar al CENACE estos Contratos; sin embargo, los Participantes del Mercado los podrán reportar de manera voluntaria).

(b) Fecha de celebración del contrato;

(d) Información de acuerdo con los productos incluidos en el Contrato de Cobertura Eléctrica:

(i) Para Transacciones Bilaterales Financieras Fijas:

(A) Identificador ID del Emisor;

(B) Cuenta de Orden del Emisor;

(D) Cuenta de Orden del Adquiriente;

(E) Sistema Interconectado al que corresponde la TBFin;

(F) Producto (energía eléctrica o cualquiera de los Servicios Conexos incluidos en el mercado);

(G) Mercado al que corresponde (Mercado del Día en Adelanto o Mercado de Tiempo Real);

(H) Fecha y hora de inicio y de fin del periodo en que aplica;

(I) Día(s) de la semana en que aplica la TBFin (opcional);

(J) Cantidad en [MWh] para cada hora, pudiendo ser cantidades diferentes en cada hora;

(K) Para transacciones de energía eléctrica, NodoP en el que se lleva a cabo la transacción:

(I) NodoP Elemental;

(II) NodoP Agregado o NodoP Distribuido definido por el CENACE (zona de carga, zona de generación u otro);

(III) NodoP Agregado, especificando el porcentaje correspondiente a cada NodoP Elemental que lo compone a partir de instalaciones Directamente Modeladas, o

(IV) NodoP Distribuido, especificando el porcentaje correspondiente a cada NodoP Elemental que lo compone a partir de instalaciones Indirectamente Modeladas.

(L) Para Servicios Conexos incluidos en el mercado: zona de reservas en la que se lleva a cabo la transacción, e

(M) Información adicional que se desee reportar (opcional), en formato libre de texto.

(ii) Para Transacciones Bilaterales Financieras Referenciadas:

(A) La información especificada en el sub-inciso (i) anterior, apartados (A) a (I);

(B) Activo de referencia para determinar la cantidad de energía eléctrica o Servicios Conexos incluidos en el mercado (ID de Unidad de Central Eléctrica o de Centro de Carga);

(D) Activo de referencia para determinar la cantidad de energía eléctrica o Servicios Conexos incluidos en el mercado (Unidad de Central Eléctrica o Centro de Carga);

(E) La información especificada en el sub-inciso (i) anterior, apartados (K) a (M)

(iii) Para compraventa de Potencia:

(A) Identificador ID del Emisor;

(B) Identificador ID del Adquiriente;

(D) Para cada Mercado para el Balance de Potencia en el que se encuentre vigente el plazo del Contrato de Cobertura Eléctrica, se deberá especificar lo siguiente:

(I) Zona(s) de Potencia en la cual se lleva a cabo la transacción, y

(II) Cantidad en [MW-año], o

(III) Cantidad en [%] de la Potencia Acreditada o del requisito anual de Potencia del activo de referencia.

(E) Información adicional que se desee reportar (opcional), en formato libre de texto.

(iv) Para compraventa de Certificados de Energías Limpias:

(A) Identificador ID del Emisor;

(B) Identificador ID del Adquiriente;

(D) Cantidad de Certificados de Energías Limpias, o

(E) Cantidad en [%] de los Certificados de Energías Limpias acreditados o del requisito anual de Certificados de Energías Limpias del activo de referencia, e

(F) Información adicional que se desee reportar (opcional), en formato libre de texto.

(e) Condiciones para la interrupción de las obligaciones de compraventa (no aplica para Potencia):

(i) Producto;

(ii) Horas en las que se podrá interrumpir la obligación de compraventa, en caso de haberse estipulado en el contrato;

(iii) Días en los que se podrá interrumpir la obligación de compraventa, en caso de haberse estipulado en el contrato;

(iv) Mercado al que corresponde la interrupción, en caso de haberse estipulado en el contrato;

(v) Precio mínimo o máximo al que se interrumpirá la obligación de compraventa;

(vi) Cantidad mínima o máxima a la que se interrumpirá la obligación de compraventa (sólo aplica para Transacciones Bilaterales Financieras Referenciadas o Certificados de Energías Limpias);

(vii) Otras condiciones en que se interrumpirá la obligación de compraventa (por ejemplo, falla de la Unidad de Central Eléctrica, indisponibilidad de combustible, estado de alerta o emergencia en sistemas eléctricos vecinos, entre otras). El CENACE no utilizará la información de este tipo de condiciones para la interrupción automática de TBFin, por lo que los Participantes del Mercado tendrán que ajustar sus TBFin de conformidad con la sección 2.3.

(f) Solicitud de registro automático de Transacciones Bilaterales (opcional).

3.4.4 La fecha de inicio del contrato no podrá ser anterior a la fecha de firma del contrato.

3.4.5 En la solicitud de registro del Contrato de Cobertura Eléctrica se podrán incorporar múltiples productos y sus especificaciones.

3.4.6 La solicitud de registro del Contrato de Cobertura Eléctrica es independiente de la elección para usar Transacciones Bilaterales. Sin perjuicio de las obligaciones establecidas en otras disposiciones, los Participantes del Mercado pueden elegir entre tres opciones para la liquidación de los Contratos de Cobertura Eléctrica que celebren entre ellos:

(a) Sin informar al CENACE (cualquier producto);

(b) A través del CENACE, mediante la programación de una Transacción Bilateral Financiera (sólo energía eléctrica o Servicios Conexos incluidos en el Mercado Eléctrico Mayorista), o

3.4.7 En caso de elegir el registro automático de Transacciones Bilaterales, las transacciones que correspondan al Contrato de Cobertura Eléctrica no necesitarán de una validación de las partes.

3.4.8 No será obligatorio reportar los precios u otros términos comerciales de los Contratos de Cobertura Eléctrica, excepto los señalados en el numeral 3.4.3.

3.4.9 Una vez que el Emisor o el Adquiriente haya completado la solicitud de registro del Contrato de Cobertura Eléctrica de manera exitosa, el CENACE le enviará la confirmación de recepción correspondiente de manera automática a través del Software de Programación Financiera.

3.4.10 Cuando el CENACE confirme la solicitud de registro del Contrato de Cobertura Eléctrica, asignará un identificador único al mismo y le enviará a la contraparte del contrato una notificación para que ésta valide el registro. El registro del Contrato de Cobertura Eléctrica no tendrá efectos hasta que haya sido validado por la contraparte.

3.4.11 La contraparte podrá solicitar una modificación en la solicitud de registro del Contrato de Cobertura Eléctrica, la cual será enviada a través del Software de Programación Financiera a quien haya hecho la solicitud de registro de dicho contrato. Dicha modificación surtirá efecto en el momento que el Emisor o el Adquiriente que realizó la solicitud de registro valide la modificación.

3.4.12 Una vez que un Contrato de Cobertura Eléctrica haya sido validado de manera exitosa, éste se entenderá como notificado y tanto el Adquiriente como el Emisor podrán solicitar una modificación a través del Software de Programación Financiera, actualizando la información solicitada en el numeral 3.4.3. Dicha modificación surtirá efecto en el momento que la contraparte la valide.

3.4.13 El Adquiriente o el Emisor podrán solicitar la cancelación de un Contrato de Cobertura Eléctrica mediante el Software de Programación Financiera. Para que la cancelación surta efecto, la contraparte del contrato deberá validarla, con lo cual quedará registrado como un Contrato de Cobertura Eléctrica cancelado.

3.4.14 Notificar al CENACE sobre la existencia de Contratos de Cobertura Eléctrica no asegura el despacho de las Unidades de Central Eléctrica implicadas en estos contratos.

3.4.15 A fin de permitir que los Participantes del Mercado e interesados cuenten con información que les permita evitar la celebración de Contratos de Cobertura Eléctrica en exceso de las capacidades de las Unidades de Central Eléctrica y que los Usuarios Finales puedan verificar que sus potenciales Suministradores cuenten con las coberturas suficientes para cumplir con los compromisos ofertados y mantener su solvencia ante la volatilidad de precios del mercado, el CENACE publicará la información correspondiente a los Contratos de Cobertura Eléctrica Vinculados a una Central Eléctrica o los Contratos de Cobertura Eléctrica Utilizados para Satisfacer las Obligaciones de un Suministrador en el área pública del Sistema de Información del Mercado, a excepción de la información correspondiente a:

(a) Cuentas de Orden, e

(b) Información adicional.

CAPTULO 4

Disposiciones Transitorias

4.1 Disposiciones Transitorias

4.1.1 El presente Manual entrará en vigor a partir del día hábil siguiente a su publicación en el Diario Oficial de la Federación.

4.1.2 Las disposiciones transitorias que se incluyan en las Bases del Mercado Eléctrico, Manuales de Prácticas del Mercado, Guías Operativas, Criterios y Procedimientos de Operación, y que establezcan condiciones especiales relacionadas con sistemas que sean parte del Mercado de Energía de Corto Plazo, serán aplicables al presente Manual; sin embargo, no serán mencionados en este capítulo.

4.1.3 El presente Manual deberá observar las siguientes disposiciones transitorias:

(a) En tanto no se tenga definido en el Mercado Eléctrico Mayorista lo correspondiente a los NodosP Agregados y NodosP Distribuidos, el Software de Programación Financiera considerará únicamente NodosP Elementales; una vez que se defina lo correspondiente a los NodosP Agregados y NodosP Distribuidos el CENACE contará con 120 días para su implementación en el Software de Programación Financiera.

(b) Los Participantes del Mercado deberán registrar, en los primeros 30 días a partir de la publicación del presente Manual, los Contratos de Cobertura Eléctrica Vinculados a una Central Eléctrica o los Contratos de Cobertura Eléctrica Utilizados para Satisfacer las Obligaciones de un Suministrador que hayan sido firmados previo a dicha publicación.

(c) El CENACE contará con un periodo de hasta 459 días a partir del primer Día de Operación del Mercado Eléctrico Mayorista, para poner a disposición de los Participantes del Mercado la solicitud de registro automático de Transacciones Bilaterales al que hace referencia el numeral 3.4.3 inciso (f). Hasta en tanto no esté disponible el registro automático, los Participantes del Mercado deberán registrar las Transacciones Bilaterales conforme a lo establecido en las secciones 2.3 y 2.4.

(d) El CENACE contará con un periodo de hasta 459 días a partir del primer Día de Operación del Mercado Eléctrico Mayorista, para poner a disposición de los Participantes del Mercado la solicitud de registro correspondiente a la compraventa de Certificados de Energías Limpias establecida en el numeral 3.4.3 inciso (d) subinciso (iv).

(e) Por un periodo de hasta 460 días a partir del primer Día de Operación del Mercado Eléctrico Mayorista, el CENACE podrá modificar aquellas Transacciones Bilaterales Financieras que superen el monto de la venta neta de energía eléctrica o Servicios Conexos de la Cuenta de Orden de los Emisores o el monto de la compra neta de energía eléctrica o Servicios Conexos de la Cuenta de Orden de los Adquirientes, de tal forma que las Transacciones Bilaterales Financieras no superen dichos montos.

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