MERCADO ELÉCTRICO FUNCIONAMIENTO, AVANCES Y SIGUIENTES PASOS

M

ERCADO

E

LÉCTRICO

M

AYORISTA

F

UNCIONAMIENTO

, A

VANCES

Y

S

IGUIENTES

PASOS

OBJETIVOS DE LA REFORMA

• 

Reducir costos y tarifas

• 

Incorporar más energías limpias

• 

Democra9zar los beneficios

Obje9vos de la

Reforma

Principios del Mercado

• 

Dar incen9vos para crear valor y operar con eficiencia

• 

Privilegiar las decisiones por procesos compe99vos

• 

Asegurar el acceso abierto y la equidad

REESTRUCTURA DE LA INDUSTRIA

Generación Control Opera?vo y _{Mercado Eléctrico}

Usuarios Calificados Usuarios de Suministro Básico Consumo Suministro Privados _Suministro Básico Contratos de Largo Plazo Mercado Spot Subastas Transacciones de Corto Plazo Y Contratos Suministro Calificado Subsidiaria “B” Subsidiaria “A” Subsidiaria “C” Y Contratos

Vertientes de la Reforma

Usuario Calificado

Consumo: ≥ X MW (determinado por SENER) _{elige Servicio Básico} No Califica o

Caracterís9cas

Usuario de Servicio Básico Par9cipante del

Mercado Suministro Eléctrico Integral

Usuario Suministrador _Calificado Suministrador de _{Servicios Básicos}

Tipo de Usuario Final Modalidad de Servicio Representante Generador (Permisionario)

Requiere Permiso No Requiere Permiso (< 0.5 MW)

Caracterís9cas

Generador Exento Par9cipante del

Mercado Contrato de Compraventa

CENACE Suministrador _Calificado Suministrador de _{Servicios Básicos}

Tipo de Generador Modalidad de Compraventa Comprador Si es Usuario Calificado o no es usuario Usuarios Finales Generadores Si comparte medidor con Usuario Estándar

Vertientes de la Reforma

COMPONENTES DEL MERCADO ELÉCTRICO

Producto MEM Bilateral

Energía

ü

Servicios Conexos

(Reservas Opera9vas, Reservas Rodantes)

Potencia

ü

Cer9ficados de Energías Limpias

ü

Derechos Financieros de Transmisión

ü

- Energía, Servicios Conexos - Potencia

- Cer9ficados de Energías Limpias - Derechos Fin. de Transmisión

ü

Contratos de Cobertura por Subasta

- Energía

MERCADO DE DÍA EN ADELANTO Y TIEMPO REAL: PRECIOS MARGINALES Oferta 0 20 40 60 80 100 0 250 500 Pr ec io (U SD /MW h) Can?dad (MWh) 0 20 40 60 80 100 0 250 500 Pr ec io (U SD /MW h) Can?dad (MWh) 0 20 40 60 80 100 0 250 500 Pr ec io (U SD /MW h) Can?dad (MWh) 0 20 40 60 80 100 0 250 500 Pr ec io (U SD /MW h) Can?dad (MWh) 0 20 40 60 80 100 0 250 500 Pr ec io (U SD /MW h) Can?dad (MWh) 0 20 40 60 80 100 0 250 500 Pr ec io (U SD /MW h) Can?dad (MWh) 0 20 40 60 80 100 0 250 500 Pr ec io (U SD /MW h) Can?dad (MWh) 0 20 40 60 80 100 0 250 500 Pr ec io (U SD /MW h) Can?dad (MWh) Demanda Equilibrio

+

+

=

+

=

MERCADO DE DÍA EN ADELANTO Y TIEMPO REAL:

DESPACHO ECONÓMICO

Demanda y despacho de unidades por hora.

Costo Marginal de Energía

Combus9ón Interna y Turbogás en el margen

Ciclo Combinado en el margen

Vertientes de la Reforma

MERCADO DE DÍA EN ADELANTO Y TIEMPO REAL:

PRECIOS NODALES Y MARGINALES

•  Se envían señales correctas sobre la ubicación de generación y

Vertientes de la Reforma

MERCADO DE CERTIFICADOS DE ENERGÍAS LIMPIAS

§  Realizar ofertas de compra y venta en el mercado de CEL. §  Realizar transacciones bilaterales de CEL. Atribuciones de los PM §  Calcular el precio de mercado con base en las ofertas que realicen los PM

§  No9ficar a la CRE de los CEL a transferirse entre PM.

Atribuciones del CENACE

§  A c r e d i t a r l o s C E L o t o r g a d o s a c a d a Generador. §  D e t e r m i n a r l a s obligaciones de cada ERC Atribuciones de la CRE 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 $/C EL CELs

Mercado de CEL con Almacenamiento

ERC pueden diferir la compra del 25% de sus requisitos; tendrán elas?cidad con base en sus expecta?vas de precios futuros.

Generadores ofrecerán CEL con base en expecta?vas de precios futuros. 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 $/C EL CELs

Mercado de CEL sin Almacenamiento

Demanda está fija en el monto de requisitos, hasta la multa.

Oferta es inelás?ca en el monto producido

Vertientes de la Reforma

Se establece una curva de demanda en dos tramos:

0 20 40 60 80 100 0 250 500 Pr ec io (U SD /MW h) Capacidad (MW) 2 veces el costo de generación

Costo del generador de referencia

Nivel “óp?mo” de Potencia

a)  La CRE fijará el requisito mínimo de potencia. (aplican multas para

quienes no cumplan).

b)  El CENACE comprara potencia en exceso del mínimo y cobrará a todas

las ERC por el costo.

R e q u i s i t o s d e potencia (CRE)

Vertientes de la Reforma

1)  Obje?vos:

Ø  Pagar por potencia en las horas que el sistema

realmente lo necesita.

Ø  Permi9r que la definición evolucione con las

necesidades del sistema.

Ø  Evitar la disponibilidad “estratégica” por parte de

los generadores.

Ø  Evitar riesgos innecesarios para los generadores.

2)  Propuesta:

Ø  Usar la disponibilidad en 100 horas cri9cas:

•  Primera etapa. Demanda máxima.

•  Segunda etapa: Reservas mínimas.

Ø  Se perdona indisponibilidad cuando el CENACE

pide mover un mantenimiento programado.

Ø  Se limita a 2 horas de descalificación por día.

Ø  Se penaliza si la no disponibilidad se descubre en

Vertientes de la Reforma

1)  Se definen zonas de potencia cuando haya una necesidad específica de generación

local.

2)  No todo el sistema pertenece a una zona.

Una ERC con demanda de 200 MW debe obtener 120 MW de potencia en la zona y 220 MW en total.

1)  El CENACE determina requisitos de generación local.

2)  La CRE fija los requisitos de potencia.

Ejemplo zona de potencia Yucatán

Demanda máxima: 2,000 Mw Requisito de potencia: 2,200 Mw Capacidad de importación: 1,000 Mw

Requisito de potencia en zona 1,200 Mw Z o n a Yucatán Z o n a Centro Z o n a Noroeste

MERCADOS DE POTENCIA

ZONAS DE POTENCIA

Zona Yucatán Ø  Se paga a cada generador el mayor entre el precio por zona y el precio general.

Ejemplo mpico: La Potencia es más valiosa en la zona de Potencia que en el sistema en general.

-Las Centrales en Yucatán ganan $ 1,200/KW - Las Centrales en resto del país ganan $ 700/ KW

Ejemplo de excepción: La Potencia es menos valiosa en la zona de Potencia que en el sistema en general.

Ø  En ningún caso se compra la misma capacidad dos veces, los dos cálculos solo sirven para fijar precios.

-Todas las centrales ganan $1,200/KW 48,000 40,000 Preci o Margen de reserva 18% Precio $ 700 Sistema $ 1,000 Can?dad _1,200 Preci o Margen de reserva local 12% Precio $ 1,200 $ 1,000 Can?dad 40,000 Preci o Misma reserva 12% Precio $1,200 $ 1,000 Can?dad _1,200 Preci o Margen de reserva local 18% Precio $ 700 $ 1,000 Can?dad Zona Yucatán Sistema

Vertientes de la Reforma

Dos obje9vos diferentes se a9enden con dos subastas.

•  Garan9zan un flujo de efec9vo estable que cubrirán costos

fijos, a fin de reducir el riesgo de nueva inversión en generación y hacer “bancables” los proyectos.

•  Deben llevarse a cabo años en adelante, a fin de permi9r la

construcción de centrales nuevas.

•  Evitan poder de mercado y reducen la exposición a precios

volá9les de corto plazo, al permi9r que los generadores y

suministradores contraten un precio fijo antes del MDA/MTR.

•  Plazos muy largos haría necesario que las ofertas se basen en

índices de combus9bles, creando un problema de evaluación. Subastas de Largo Plazo

Vertientes de la Reforma

Subastas de Largo Plazo

Subastas de Mediano Plazo

Productos Vigencia An?cipación de _Subasta

Energía 3 años 4 meses

Productos Vigencia An?cipación de _Subasta

Potencia CEL

Energía

10 años

Vertientes de la Reforma

Noviembre 2015 Abril 2016

Primera Subasta Segunda Subasta

Convocatoria 2017, 2018, 2019, 2020 2018, 2019, 2020, 2021 Inicio de Contratos 2018: 5% de consumo 2019: ≥ 5% de consumo Requisitos CELs 4 - 6 Millones de

CELs por año residual para 2018 y adicional para 2019 Demanda de CELs 1500 - 2500 MW Capacidad Equivalente

Legados Subastas _{expansión de la Red} Por Fondeo de la Bilaterales

Vertientes de la Reforma

DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN

CARACTERÍSTICAS

Caracterís9cas de la asignación:

- Asignados con base en el uso histórico de la red - Can9dad nsicamente fac9ble a

la entrada en vigor de la LIE Titulares pueden aceptar

o rechazar la asignación DFT rechazados se man9enen en una cuenta especial del CENACE DFT de CILs vigentes se consideran en el cálculo de costos netos Asignación a: Titulares de contratos de interconexión legados Suministrador-es de Servicios Básicos Adjudicación Para la subasta, se u9lizará un modelo de la red similar a la usada para el despacho Se despachan las ofertas maximizando el bienestar social, sujeto a

que todas las ofertas sean fac9bles Ofertas de compra: Oferta de precios por una can9dad de DFT entre cualquier bus de origen y cualquier bus de des9no Se permi9rán ofertas nega9vas Cálculo de capacidad Incremental Neta - Se asigna un DFT de contraflujo si la instalación hace que un DFT existente se vuelva no fac9ble - Se asignan DFT por el monto de

capacidad incremental entre los puntos designados por el PM Expansión de las redes

de Transmisión y Distribución: - Los PM pagarán por la expansión no considerados en

los Programas de Expansión y Modernización - Solo se permite para la interconexión o mejora de

entregabilidad.

No requieren la intervención del

LOGROS A LA FECHA

Fecha Hito Área

Agosto 2014 Decreto de Creación del CENACE Mercado Sep9embre 2014 Creación Fondo de Servicio Universal Planeación Octubre 2014 Lineamientos de Energías Limpias Mercado Octubre 2014 Instalación Consejo de Administración CFE

Noviembre 2014 Transferencia de ac9vos al CENACE Mercado Febrero 2015 Declaratoria de CFE como EPE CFE

Marzo 2015 Requisitos de Energías Limpias Planeación Junio 2015 Criterios de Interconexión Planeación Junio 2015 Emisión del PRODESEN Planeación Julio 2015 Ronda Cero de Geotermia Planeación Agosto 2015 Proyectos de Transmisión a Contratarse Planeación Sep9embre 2015 Publicación de las Bases del Mercado Mercado Noviembre 2015 Convocatoria de Subastas Mercado

BASES DEL MERCADO

Consulta

Reuniones

de Trabajo

Talleres

• 

Anteproyecto: 24 de febrero

• 

400 páginas de comentarios formales

• 

Dictamen total no final COFEMER: 23 de abril

Publicación

• 

Diario Oficial de la Federación

_{8 de sep9embre}

:

IMPORTANCIA DE LOS MANUALES

Ø Establecer parámetros que, para preservar la

flexibilidad, no se fijaron en las Bases.

Ø Definir fórmulas precisas.

Ø Crear herramientas para implementar las

Bases.

Ø Dar ejemplos y hacer aclaraciones. Bases del Mercado

Manuales de Prác9cas del Mercado Guías Opera9vas

Criterios de Operación

Capas de las Reglas del

Mercado

Desarrollados en un proceso consul9vo con los futuros Par9cipantes de Mercado

Obje9vos de los Manuales

PROGRAMA DE MANUALES

Grupo 1: Grupo 2: Grupo 3: Grupo 4:

Subastas de Largo

Plazo Registro de Par9cipantes Coordinación de Gas Natural Mercado de Potencia Mercados de Corto

Plazo Contratos de Intercon. Legados Costos de Oportunidad Subastas de Mediano Plazo Garanpas de

Cumplimiento Resolución de Controversias

Estructura Reglas, Ges9ón de

Cambios

DFT por Expansión de la Red

Liquidación DFT Legados Interconexión Subastas de DFT Facturación Medición Código de _Conducta Mercado de CELs Pronós9cos Import / Export Mantenimiento Monitor de _Mercado

Sistema

Información del Mercado

Modelos Confiabilidad _Demanda Controlable Instrucción Desp. Pequeños Sistemas

SIGUIENTES PASOS

Avance Fecha

Manuales del Mercado

(primer grupo) Consulta Sep9embre 2015

Mercado Spot Pruebas Opera9vas Sep9embre 2015 Manuales del Mercado

(primer grupo) Publicación DOF Octubre 2015 Noviembre 2015 Manuales del Mercado

(segundo grupo) Consulta Noviembre 2015

Subastas de Largo Plazo Convocatoria Noviembre 2015 Manuales del Mercado

(segundo grupo) Publicación DOF Diciembre 2015 Mercado Spot Operación Inicial Enero 2016