(c)
Los cargos potenciales estimados para transacciones en el Mercado de Energía de Corto
Plazo, así como los cargos potenciales estimados para los Participantes del Mercado respecto a los
servicios de transmisión y distribución que requieran y por la porción que le corresponda respecto a
los Servicios Conexos no incluidos en el Mercado Eléctrico Mayorista y por los servicios de
operación del sistema y del mercado a cargo del CENACE, serán calculados conforme a lo siguiente:
(i) Los cargos potenciales estimados derivados de los Centros de Carga corresponderán al 100%
del importe estimado del consumo esperado de energía eléctrica y Servicios Conexos incluidos en el
Mercado Eléctrico, los servicios de transmisión y distribución que requieran y por la porción que les
corresponda respecto a los Servicios Conexos no incluidos en el Mercado Eléctrico, en un plazo de
17 días. El plazo de 17 días podrá reducirse en caso de que el ciclo de emisión de estados de cuenta
diarios, facturación y pago se reduzca.
(ii) Los cargos potenciales estimados derivados de las Centrales Eléctricas corresponderán al 5%
del importe estimado de la entrega esperada de energía eléctrica y Servicios Conexos en un plazo
de 7 días. El plazo de 7 días podrá reducirse en caso de que el ciclo de emisión de estados de
cuenta diarios, facturación y pago se reduzca.
(iii) Estarán excluidos del cómputo de los pasivos potenciales del Participante del Mercado la
facturación histórica de Transacciones Bilaterales Financieras u otras transacciones distintas a las
referidas en el presente inciso (c).
(iv) Los cargos potenciales estimados derivados de los Centros de Carga y las Centrales Eléctricas
serán estimados con base en valores históricos o de referencia en los términos que establezca el
Manual de Prácticas de Mercado correspondiente y de acuerdo con lo siguiente:
(A)
Para Entidades Responsables de Carga, se calculará su consumo esperado utilizando
volúmenes históricos.
(B) Para Generadores, se calculará la entrega esperada utilizando volúmenes históricos.
(C) Para transacciones en el Mercado de Energía de Corto Plazo se tomará como precio de
referencia el promedio histórico del Precio Marginal Local o de los precios de Servicios Conexos en
el NodoP, zona de carga o zona de reservas correspondiente de cada hora de los 7 días anteriores,
más un margen que representa la volatilidad histórica de los 90 días anteriores. Para obtener ese
promedio histórico y volatilidad histórica, respectivamente, durante los primeros 7 y 90 días de
operación del Mercado Eléctrico Mayorista se utilizará como precio de referencia de energía el Costo
Total de Corto Plazo correspondiente para las horas en que no exista un Precio Marginal Local. La
metodología para estimar los precios de Servicios Conexos en estas horas se establecerá en los
Manuales de Prácticas de Mercado.
(D)
Para los servicios de transmisión y distribución, los Servicios Conexos no incluidos en el
Mercado Eléctrico Mayorista y los servicios de operación del sistema y del mercado a cargo del
CENACE, se tomarán como precios de referencia las tarifas autorizadas por la CRE.
(v) Los cargos potenciales estimados derivados de las transacciones de Importación y Exportación
y transacciones virtuales serán estimados en los términos que establezca el Manual de Prácticas de
Mercado correspondiente con base en los volúmenes ofrecidos y en los precios de referencia a que