Resumen de las Bases del Mercado Eléctrico

(1)

Resumen de las Bases del

Mercado Eléctrico

www.pwc.com/mx

Septiembre 2015

Documento elaborado como apoyo en el estudio de las Bases del

Mercado Eléctrico publicadas en el Diario Oficial de la Federación el

8 de septiembre 2015

(2)

Contenido

2

El presente documento ha sido elaborado como apoyo ilustrativo en la lectura y estudio de las Bases del Mercado Eléctrico publicadas en el Diario Oficial de la Federación el 8 de septiembre 2015. El informe no pretende ser exhaustivo, sino exponer algunos de los puntos principales establecidos en el documento citado.

Esta publicación se elaboró exclusivamente con el propósito de ofrecer orientación general sobre algunos temas de interés, po r lo que no debe considerarse una asesoría profesional. No es recomendable actuar con base en la información aquí contenida sin obtener la debida asesoría profesional. No garantizamos, expresa o implícitamente, la precisión o integridad de la información de la presente publicación, y dentro de los límites permitidos por la ley,

PricewaterhouseCoopers, S. C., sus miembros, empleados y agentes no aceptan ni asumen ninguna responsabilidad, deber u obligación derivada de las acciones, decisiones u omisiones que usted u otras personas tomen con base en la información contenida en esta publicación.

1 Introducción y esquema general

2 Participantes del mercado

3 Productos ofrecidos en el mercado

(3)

Posterior a la aprobación de la Ley de la Industria Eléctrica, son múltiples las

acciones que deben de llevarse a cabo dentro del sector

Parte fundamental de este proceso son las Bases del Mercado, publicadas en el Diario Oficial de la

Federación el 8 de septiembre de 2015

(1) LIE: Ley de la Industria Eléctrica (2) CEL: Certificado de Energía Limpia

3

Mercado

eléctrico

Transmisión y

distribución

Industria

eléctrica

2014 2015

Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Operación del mercado

eléctrico

Energías

limpias

Servicio universal Creación Fondo CENACE Decreto Creación Programa de

desarrollo del SEN Programa Modelos de contrato Resolución

Tarifas reguladas Resolución

Reglamento de

la LIE(1) Reglamento

Declaratorio

Lineamientos

energías limpias Resolución

Requisitos

de CELs(2) Resolución

Subastas para

suministro básico Operación Términos de separación

CFE Resolución

Reestructura de CFE Separación Legal

Solicitudes de interconexión Nuevos criterios Geotermia Ronda 0 Adjudicación CFE Licitaciones Importación temporal Resolución CENACE Responsables: CRE SENER

Estamos aquí

Primeras reglas del mercado Reglas

Fuente: Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC

(4)

Las Reglas del Mercado se estructuran con prelación jerárquica. Cada una de las

disposiciones que integran dichas reglas deberá ser consistente con la jerarquía

superior que le corresponda

A las Bases del Mercado (BdM) le ha de seguir la publicación de disposiciones operativas : manuales,

guías, criterios y procedimientos

Bases del Mercado

Establecen los principios para el diseño y operación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) a que se refiere la Ley.

Reglas

del

Mer

cado

Manuales de Prácticas de Mercado

Establecerán los principios de cálculo, instrucciones, reglas, directrices, ejemplos y los

procedimientos a seguir para la administración, operación y planeación del MEM. Se espera que el primer grupo de manuales sea presentado para consulta en septiembre y publicado en el DOF en octubre, mientras que el segundo grupo sea presentado para consulta ese mismo mes

Guías Operativas

Las Guías Operativas establecerán fórmulas y procedimientos que, por su complejidad y

especificidad, están contenidos en documentos diferentes a los Manuales de Prácticas de Mercado, según sea necesario.

Criterios y procedimientos de operación

Establecerán especificaciones, notas técnicas y criterios operativos requeridos para la

implementación de las Bases del Mercado Eléctrico, los Manuales de Prácticas de Mercado o las Guías Operativas, en el diseño de software o en la operación diaria.

1

Introducción y _{esquema general} Reglas del mercado _eléctrico

4

(5)

Las BdM establecen los principios del diseño y operación del MEM y definen las reglas y

procedimientos que sus participantes realizarán para comercializar energía, potencia,

CELs

(1)

_{, servicios conexos, DFT}

(1)

_{, entre otros en las diferentes modalidades}

(1) CEL: Certificado de Energía Limpia, DFT: Derechos Financieros de Transmisión

(2) Los Distribuidores y Transportistas no son considerados PM y celebrarán convenios con el CENACE para establecer los derechos y obligaciones de cada parte

(3) Los Servicios Conexos incluidos en el mercado son: reservas de Regulación, Reservas Rodantes, Reservas Operativas, Reservas suplementarias; y las no incluidas en el mercado son: Reservas Reactivas (control de voltaje, disponibilidad para inyectar o absorber MVAr), Potencia Reactiva (soporte de voltaje, inyección o absorción de MVAr) y Arranque de emergencia

(4) A partir de 2018 el Mercado de Día en Adelanto (MDA) y Mercado de Tiempo Real (MTR) se complementarán por un Mercado de Hora en Adelanto (MHA)

(5) Pueden resultar de subastas de LP (energía, potencia y CELs), ser transacciones bilaterales financieras (energía y servicios conexos), transacción bilateral de potencia, o transacciones sin informar a CENACE (cualquier producto)

Servicios conexos(3) Potencia Derechos Financieros de Transmisión Certificados de Energía Limpia Energía

Mercado del Día en Adelanto Mercado de Tiempo Real Mercado de Hora en Adelanto(4) _Asignaciones _Fondeo

Generador Comercializador T&D(2) Comercializador Suministrador Usuario Calificado _PM Usuarios

Finales

PM que representan activos PM que no representan activos No son PM

Productos Participantes

Mercados Productos Subastas de MP _{Subastas de LP} NA NA

NA

Contratos de cobertura(5)

1

Introducción y _{esquema general} Productos, participantes y _mercados

NA Generador exento Generador exento NO EXHAUSTIVO 5

(6)

Generador Comercializador T&D Comercializador Suministrador Usuario Calificado _PM Usuarios Finales

Participantes

(7)

Los Participantes de Mercado (PM) son los Generadores, Comercializadores,

Suministradores, Comercializadores no Suministradores y Usuarios Calificados

Participantes del Mercado

A excepción de los Comercializadores no Suministradores, los PM registran y representan activos a lo

largo de la cadena de valor al contratar con CENACE

7

Modalidades de participación en el mercado

Participante de Mercado

Generador

Comercializador

Suministrador

Usuario Calificado

Participante del Mercado

Los Distribuidores y Transportistas no son considerados PM y celebrarán convenios con el CENACE para establecer los derechos y obligaciones de cada parte.

Contrato de PM PM que representan activos

PM que no representan activos No son PM

NO EXHAUSTIVO

(8)

Los Participantes del Mercado representarán Centrales Eléctricas y/o Centros de Carga, de

acuerdo con su contrato con el CENACE

(1)

Cada contrato del PM deberá especificar una sola modalidad de participación en el mercado; sin embargo

cada PM podrá establecer múltiples cuentas contables para su registro con el CENACE, las cuales

compartirán la línea de crédito como si fueran un solo PM

8

Representación de activos de PM

(1) Los propietarios de Centrales Eléctricas y los Usuarios Calificados que no cumplan con los requisitos para ser PM, únicamente podrán comprar y vender energía y productos asociados a través de un Suministrador

NO EXHAUSTIVO

Participantes de Mercado Representan

Generadores Representan Centrales Eléctricas (CE) en el mercado

Generadores de Intermediación

Representan en el mercado a las CE y Centros de Carga (CdC)

incluidos en los Contratos de Interconexión Legados

Usuario Calificado Participante del Mercado

Representa CdC en el mercado para consumo propio o para el consumo dentro de sus instalaciones

Suministradores Representan CdC en el Mercado para el consumo de otros Usuarios

Finales en la modalidad de Suministrador Básico, Suministrador Calificado o Suministrador de Último Recurso

Comercializadores no Suministradores

Realizan transacciones en el Mercado sin representar activos físicos

(9)

Las Centrales Eléctricas deberán registrarse con un estatus según su grado de capacidad

(firme o intermitente) y su despachabilidad…

El uso de los estatus “no-despachable” podrá ser validado por la Unidad de Vigilancia del Mercado; en

caso de determinar que una fuente es “despachable”, dicha unidad puede ordenar el cambio de su estatus

9

Estatus para registro de Centrales Eléctricas

NO EXHAUSTIVO

Despachabilidad

+

-+

D

isp

on

ibil

ida

d

1

2

3

4

1

2

3

4

Firme no-despachable: fuente firme que no tiene la capacidad de controlar su nivel de producción en tiempo real (p.e. ciertas instalaciones de cogeneración o geotérmica). Dichas unidades no están exentas de seguir instrucciones del CENACE cuando se requiere por Confiabilidad; sin embargo, en el despacho económico se asumirá que su producción está fija en el último valor medido o en el valor pronosticado.

Firme despachable: fuente que tiene la capacidad de seguir instrucciones de despacho en tiempo real hasta su capacidad instalada (p.e. Ciclo combinado, Termoeléctrica Convencional o carboeléctrica)

Intermitente no-despachable: fuente intermitente que no tiene la capacidad de controlar su nivel de producción en tiempo real (p.e. eólica o solar sin la capacidad de reducir generación mediante instrucciones automáticas de despacho). Dichas unidades no están exentas de seguir instrucciones del CENACE cuando se requiere por Confiabilidad, sin embargo, en el despacho

económico se asumirá que su producción está fija en el último valor medido o en el valor pronosticado.

Intermitente despachable: fuente que tiene la capacidad de seguir instrucciones de despacho en tiempo real hasta una capacidad intermitente (p.e. eólica o solar con la capacidad de reducir generación mediante instrucciones automáticas de despacho).

Fi

rm

e

Inter

m

it

en

te

No despachable

Despachable

Geo _{Cogeneración} Ciclo Combinado Termoeléctrica convencional Carbón Solar sin capacidad de reducción Eólica sin capacidad de reducción Eólica con capacidad de reducción Solar con capacidad de reducción

(10)

…según la tecnología de generación, se aplicarán condiciones diferentes a los Contratos

de Interconexión Legada (CIL) cuando se desee incluir parte de la capacidad de estas

centrales en el Mercado

SENER determinará el ente independiente que representará como Generador de Intermediación (GI)

independiente a las Centrales Eléctricas y Centros de Carga

10

Condiciones aplicables a Contratos de Interconexión Legados

(1) La capacidad total registrada de una Unidad de Central Eléctrica no podrá rebasar la capacidad instalada de dicha central. El CENACE y la CRE podrán realizar pruebas periódicas para verificar la capacidad instalada.

(2) La porción de la CE que se registre con un Generador no podrá tener asignada ninguna parte de los costos de arranque y operación en vacío de la CE completa.

(3) Se asignará a la CELeg el segmento de la curva de costos incrementales de la CE completa que corresponde a la capacidad incluida en el Contrato de CELeg, mientras se asignará al CIL el segmento de mayor costo de la curva de costos incrementales de la CE completa que corresponde a la capacidad no incluida en el Contrato de CELeg.

NO EXHAUSTIVO Permisos legados •Autoabasto •Cogeneración •Pequeña producción •Importación •Exportación •Usos Propios Continuos Productor Independiente de Energía (PIE) Contrato de Centrales Externas Legadas (CELeg) MWregistrados(1) = MWCIL + MWGenerador

Si se incluye parte de la capacidad en nuevos Permisos de Generación

Si MWPIE = MWCFE + MWAutoabasto El propietario de las Centrales debe registrar

ante el CENACE la cantidad de capacidad que desee operar en modalidad de Generador (MWGenerador)

Aplica cuando el PIE sobredimensionó la central

para vender capacidad excedente a terceros Fuentes renovables Cogeneración eficiente Fuentes convencionales Fuentes renovables o convencionales

MWGen. Inter. MWGenerador La energía producida será automáticamente asignada entre el GI y los otros Generadores en

todas las horas, en proporción a la capacidad registrada por cada Generador

Sólo excedentes

El Generador distinto al GI podrá elegir cuál segmento de la curva de costos incrementales de

la Unidad de CE completa se asignará a la capacidad de la central que representa.(2)

1° 2°

Tecnologías Condiciones

Asignación de energía

La energía generada será asignada primero al Generador que representa a la CELeg en el mercado eléctrico, hasta la cantidad de energía incluida en el despacho óptimo de la misma. La

energía restante se asignará al GI(3)

Contratos de Interconexión Legados

(CIL)

(11)

Los comercializadores no suministradores, al no representar activos, realizarán

transacciones virtuales

(1)

_{(no requieren inyección o retiro físico de energía), o}

financieras bilaterales (requieren entrega física) de compra o de venta apoyando a los

demás PM a cubrirse contra cambios en el Precio Marginal Local entre el MDA y el MTR

Transacciones virtuales (a partir de 2018)

Las transacciones virtuales(1)_{tienen un precio al cual los PM tienen} la intención de vender o comprar energía en el MDA. Las

Transacciones virtuales son financieras porque no requieren la inyección o retiro físico de energía. Serán utilizadas por los PM con el objetivo de mitigar cambios en el PML(2)_{entre el MDA y el MTR}

(1) Las transacciones virtuales se permitirán a partir de 2018

(2) Ver siguientes láminas para la descripción del Precio Marginal Local y del Nodo P

Comer

c

ia

li

za

dor

Transacciones bilaterales financieras

Transacciones fijas (un número fijo de MW), o referenciadas (un porcentaje de energía generada o consumida) que permiten al PM transferir la responsabilidad financiera de la energía o de los Servicios Conexos incluidos en el Mercado (no así la provisión física de energía o de Servicios Conexos) entre un comprador y un vendedor.

Energía Servicios _Conexos

MDA

MTR

1°Se toma posición de compra o venta en MDA

2°La posición tomada en el MDA debe liquidarse en el MTR Oferta virtual de venta

Es una oferta para vender energía en el MDA que no representa una intención de generar o consumir energía en el Mercado de Tiempo Real. Los PM presentarán: i) Cantidad en MW, sujeta a los límites de crédito y a los límites de volumen establecidos por la Unidad de Vigilancia del Mercado; ii) Ubicación (NodoP(2)_{); iii) Horas sobre las} cuales aplicará la oferta; iv) Precio de la oferta (Precio mínimo de la energía que el vendedor tiene la intención de aceptar en el MDA Oferta virtual de compra

Es una oferta para comprar energía en el MDA. No necesariamente representa una intención de consumir energía en el MTR. El PM presentará: i) Cantidad en MW, sujeta a límites de crédito y límites de volumen establecido por la Unidad de Vigilancia del Mercado; ii) Ubicación (NodoP(2)_{); iii) Horas sobre las cuales aplicará la oferta, y} iv) Precio de la oferta (Precio máximo de la energía en el MDA que el comprador tiene la intención de pagar)

Energía

Transacciones financieras fijas en un NodoP(2)_{, que se realizan} en el MDA.

Transacciones financieras fijas o referenciadas en un NodoP(2)_, que se realizan en el MTR.

Transacción bilateral financiera de venta

El vendedor transfiere sus derechos sobre la energía o Servicios Conexos del Mercado al comprador. El CENACE cargará al vendedor por la cantidad de energía o Servicios Conexos incluidos en la Transacción Bilateral Financiera, multiplicada por el precio de mercado de la energía o de los Servicios Conexos. El vendedor es responsable del cobro al comprador en una transacción bilateral; el CENACE no tendrá participación en esta transacción.

Transacción bilateral financiera de compra

El comprador adquiere los derechos sobre la energía o Servicios Conexos del Mercado del vendedor.

El CENACE acreditará al comprador por la cantidad de energía o Servicios Conexos incluidos en la Transacción Bilateral Financiera, multiplicada por el precio de mercado de la energía o de los Servicios Conexos.

Venta

Compra

2

Participantes de _Mercado Condiciones para _{Comercializadores}

(12)

Los Suministradores participarán en el Mercado bajo tres modalidades:

Suministrador Básico, Calificado o de Último Recurso. El CENACE no tendrá

responsabilidad en la regulación tarifaria bajo estas modalidades

Los Suministradores deben proveer la totalidad de los requerimientos de los Centros de Carga y

Generadores Exentos(1) que representan (energía, capacidad, servicios conexos, transmisión,

distribución y control del sistema)

12

Reglas aplicables a Suministradores

(1) Propietario o poseedor de una o más CE que no requieren ni cuenten con permiso de generación.

(2) Los Suministradores deberán obtener permiso de la CRE para ofrecer el suministro eléctrico o representar a los Generadores Exentos.

NO EXHAUSTIVO

Suministrador

(1)

Suministrador de Servicios Calificados

Permisionario que ofrece el Suministro Calificado a los UC y puede representar en el MEM a los

Generadores Exentos en un régimen de competencia. El Suministro Calificado se provee en un régimen de competencia a los UC.

Suministrador de Servicios Básicos

Permisionario que ofrece el Suministro Básico a los Usuarios de Suministro Básico y representa en el MEM a los Generadores Exentos que lo soliciten. El Suministro Básico se provee bajo regulación tarifaria a cualquier persona que lo solicite que no sea UC.

Suministrador de Último Recurso

Permisionario que ofrece el Suministro de Último Recurso a los UC y representa en el MEM a los

Generadores Exentos que lo requieran. El Suministro de Último Recurso se provee bajo precios máximos a los UC, por tiempo limitado, con la finalidad de mantener la Continuidad del servicio cuando un

Suministrador de Servicios Calificados deje de prestar el Suministro Eléctrico.

• No tendrá responsabilidad en la regulación tarifaria bajo cualquiera de estas modalidades.

• Verificará la vigencia del permiso antes de asignar los Centros de Carga de que se trate a un Suministrador. • No tendrá relación directa con los Usuarios Finales o Generadores Exentos representados por los Suministradores. • No conocerá los términos bajo los cuales los Suministradores remuneren a sus usuarios por la activación del Recurso de

Demanda Controlable y el despacho de las Centrales Eléctricas que representen.

Consideraciones

Permiso

(2)

(13)

Los Usuarios Calificados participarán en el Mercado bajo dos modalidades: Usuarios

Calificados Participantes del Mercado o Usuarios Calificados representados por un

Suministrador

El registro como tales es opcional para los Usuarios que cumplen los requisitos, excepto para los Centros

de Carga que no se suministraban por el Servicio Público (CFE) a la entrada en vigor de la LIE

13

Reglas aplicables a Usuarios Calificados (UC)

(1) SENER determinará y ajustará a la baja periódicamente los niveles de consumo o demanda que permitan a los Usuarios Finales incluirse en el registro de UC. Asimismo, SENER establecerá los términos bajo los cuales los Usuarios Finales que pertenecen a un mismo grupo de interés económico podrán agregar sus Centros de Carga para alcanzar los niveles de consumo o demanda en mención. Los ajustes a dichos niveles se darán a conocer con la anticipación que determine SENER

NO EXHAUSTIVO

Usuarios

Calificados

UC Participante del Mercado

Representan a sus propios Centros de Carga en el Mercado Eléctrico Mayorista, y compran energía eléctrica y Servicios Conexos directamente en el Mercado y/o al amparo de Contratos de Cobertura.

UC representado por un Suministrador

Aquellos cuyos Centros de Carga son representados en el Mercado Eléctrico Mayorista por un Suministrador Calificado o, de forma transitoria, por un Suministrador de Último Recurso.

• La CRE llevará el registro de UC y verificará que se hayan registrado los Usuarios Finales que están obligados a hacerlo • Están obligados a registrarse como UC aquellos CdC que:

• A la fecha de entrada en vigor de la LIE (12 de agosto de 2014) no contaban con un contrato de suministro de Servicio Público de Energía Eléctrica por la demanda a incluirse en el Suministro Básico.

• Podrán incluirse en el registro de UCPM aquellos CdC que

• Tengan al menos una demanda de 5 MW y un consumo anual de 20 GWh • Podrán incluirse en el registro de UC aquellos CdC que:

• Hayan sido incluidos en los Contratos de Interconexión Legados a la fecha de entrada en vigor de la LIE (12 de agosto de 2014), con independencia de su demanda.

• Reporten una demanda igual o mayor a 3 MW en 2015 (2 MW en 2016 y 1 MW en 2017)(1)_.

Consideraciones

Registro

(14)

El CENACE debe planear y controlar la operación de la red eléctrica en forma

coordinada con Transportistas y Distribuidores para mantener la Confiabilidad de la

red eléctrica bajo su responsabilidad

14

Reglas aplicables a Transportistas y Distribuidores NO EXHAUSTIVO

Transportistas

Distribuidores

Transportistas y Distribuidores deberán:

• Firmar convenios con CENACE para redes que correspondan al MEM. • Determinar y reportar al CENACE las capacidades y límites operativos.

El Transportista deberá:

• Operar y mantener sus instalaciones de transmisión y equipos de una manera que sea consistente con el funcionamiento confiable de la Red Nacional de Transmisión.

• Asegurar los sistemas y procedimientos de corte de carga ante emergencias. • Asegurar la existencia de sistemas de

control, supervisión y comunicación segura.

• Informar a la brevedad al CENACE de cualquier cambio en la capacidad de sus instalaciones de transmisión.

• Cumplir puntualmente con las instrucciones del CENACE, incluyendo instrucciones para conectar o desconectar

instalaciones o equipos del SEN.

El Distribuidor deberá:

• Operar y mantener sus instalaciones de distribución y equipos de una manera que sea consistente con el funcionamiento confiable del SEN.

• Asistir al CENACE en el desempeño de sus responsabilidades relativas a la Confiabilidad.

• Asegurar que los esquemas y procedimientos de corte de carga ante emergencias se efectúan conforme a lo especificado por el CENACE.

• Informar a la brevedad al CENACE de cualquier cambio en la capacidad de sus equipos o instalaciones de distribución conectado al SEN, que podría tener un efecto en el funcionamiento confiable del SEN.

• Proporcionar al CENACE con descripciones funcionales, las capacidades de los equipos y las restricciones operativas de los equipos de distribución de las instalaciones que operan dentro del SEN. • Cumplir puntualmente con las instrucciones del

CENACE, incluyendo aquellas para desconexión de instalaciones o equipos del SEN, operado por el CENACE, por propósitos de Confiabilidad.

2

Participantes de _Mercado

Condiciones para Transportistas y Distribuidores

(15)

¿Cómo

apoyamos

a Generadores,

Suministradores

y Usuarios

Calificados?

Una de las

principales empresas eléctricas de Estados

Unidos

confió en PwC para el desarrollo de un análisis de

mercado y estrategia de expansión en el sector eléctrico en

México. El trabajo realizado fue una herramienta eficaz para la

toma de decisiones y su apuesta por invertir en el país.

PwC realiza la estructuración financiera y consecución de

financiamiento

de plantas de generación

. El trabajo

desarrollado equivale a haber participado en el desarrollo de

~2,000 MW de generación.

PwC trabajó con la Secretaría de Energía, AMDEE y otros

organismos en el

análisis de la competitividad de la

energía eólica

en el contexto de la reforma energética y de las

acciones necesarias para su desarrollo

(1)

_{. De igual manera hemos}

comenzado un trabajo de

impulso a la energía solar FV

en el

nuevo Mercado Eléctrico de la mano de la Secretaría de Energía,

ASOLMEX y otras entidades

(2)

_.

(1) Ver resumen ejecutivo de la Iniciativa Eólica (2) Trabajo actualmente en desarrollo

Clientes con múltiples puntos de consumo

han sido

apoyados por PwC México para definir su estrategia de

suministro eléctrico, los trabajos han incluido el análisis de sus

consumos, la búsqueda y valoración de ofertas y el apoyo en la

negociación del contrato de compraventa.

PwC México es la firma líder de

asesoría en el sector eléctrico, que

conjuga experiencia probada en

estrategia, regulación, financiamiento

e impuestos

(16)

Productos

Servicios conexos Potencia Derechos Financieros de Transmisión Certificados de Energía Limpia Energía 16

(17)

Potencia Derechos Financieros de Transmisión Certificados de Energía Limpia

Además de la energía , otros productos serán negociados en el mercado

para permitir el cumplimiento de las obligaciones de los participantes y el

adecuado funcionamiento del sistema eléctrico

El requerimiento de Potencia es una herramienta de Confiabilidad que tiene como objetivo cumplir requisitos mínimos de planificación de reservas.

Servicios conexos

¿Qué es? Producto

Son títulos de crédito para pagos financieros, no otorgan derecho físico a usar la red. Derecho a cobrar la

diferencia del valor de los Componentes de Congestión Marginal entre un nodo origen y uno destino.

Los Servicios Conexos del MEM buscan garantizar la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional y pueden o no estar incluidos en el mercado. Representan una obligación para los participantes del mercado.

Título emitido por la CRE que acredita la producción de un monto determinado de energía eléctrica a partir de Energías Limpias y que sirve para cumplir los requisitos asociados al consumo de los Centros de Carga

3

Productos

17

Productos ofertados en Mercado

(18)

A fin de garantizar la instalación de la capacidad de generación suficiente

para mantener la confiabilidad del sistema, las ERC estarán obligadas a

adquirir una cantidad de Potencia de acuerdo a las cargas que representen

Potencia se refiere a un producto que los Generadores pueden ofrecer (vender) mediante el cual se adquiere la obligación de asegurar la disponibilidad de la producción física y ofrecer la energía correspondiente en el MTR y MDA.

Las ERC deberán cumplir con sus obligaciones de potencia a través de Contratos de Cobertura Eléctrica o mediante el mercado para el Balance de Potencia.

(1) Para 2016 y 2017 serán las 100 horas de demanda máxima en el sistema eléctrico o zona de potencia correspondiente. A partir de 2018 serán determinadas corresponderá a las 100 horas de menores reservas totales de generación. CENACE calculará la disponibilidad de producción física de cada Unidad de Central Eléctrica y Recurso de Demanda Controlable Garantizado en cada año

(2) El cálculo de la disponibilidad de producción física también incluirá:

a) La capacidad de producción no disponible debido a mantenimiento extraordinario programado por CENACE

b) La capacidad de producción no disponible por concepto de mantenimiento en una hora dada a partir de la tercera hora crítica de un día natural.

Potencia

P1

P2 P3

Zonas de Potencia

• Las Zonas de Potencia consistirán en un conjunto de Nodos P interconectados entre si. Serán definidas solamente en donde exista una necesidad de generación local

• Los nodos que no pertenecen a ninguna zona de potencia pueden participar en el mercado de Balanceo de Potencia para el Sistema

Disponibilidad de producción física

La Disponibilidad de Producción Física se basará en la disponibilidad de generación promediada en las 100 horas críticas del sistema interconectado o zona de Potencia correspondiente(1)

3

Productos Potencia

18

• Centrales Firmes incluirá las capacidades máximas de generación de las CE que se ofrezcan en el MTR, menos la parte de dichas capacidades que no haya estado disponible para generar la energía ofrecida ante la instrucción del CENACE, promediadas en las 100 horas críticas durante el año anterior

• Centrales intermitentes y Firmes de energía limitada se basará en la generación real promediada en las 100 horas críticas en el sistema interconectado correspondiente durante el año anterior.

(19)

Suministradores Usuarios Calificados Participantes del Mercado Usuarios Finales con abasto aislado Contratos de Interconexión Legados • Demanda > 3MW (Ago14) • Demanda > 2MW (Ago15) • Demanda > 1MW (Ago16) Cuando no produzcan energía eléctrica a partir de energías limpia suficiente para cubrir la totalidad del consumo

Las CE y CdC podrán destinar toda o parte de su producción para fines de abasto aislado, actividad de la industria eléctrica sujeta a las obligaciones de la LIE • De Servicios Básicos • De Servicios Calificados • De Último Recurso

Q

_{CELs DEMANDA}= 5.0% en 2018(2) x Electricidad consumida por participantes obligados Renovables: • Hidroeléctrica • Eólica • Geotérmica • Solar Limpias No renovables: • Nucleoeléctrica • Bioenergía • Cogeneración eficiente • 1 CEL / MWh de EERR • % CEL / MWh de No EERR • 1 CEL/1 MWh % Energía Entregada Generación Limpia Distribuida

CIL con aumento en producción

CIL que migren al nuevo esquema • 1 CEL / MWh de EERR • %(1)_{CEL / MWh de No} EERR • CELs correspondientes a la energía en exceso

Q

_{CELs OFERTA}

Con el objetivo de incentivar la inversión en Energía Limpia, las ERC estarán

obligadas a cumplir con un requisito de CELs

(1)

_{de acuerdo a las cargas que}

representen

Los CELs podrán ser adquiridos en el Mercado de CELs de corto plazo, mediante transacciones

bilaterales o a través de Subastas de Largo Plazo

(1) La SENER de forma anual establecerá los requisitos de CELs con los que deberán cumplir las ERC para los tres años posteriores. la emisión de dicho requisito Condiciones Oferta y Demanda Condiciones

Participantes Obligados

Tenedores de CELs

Fuente: Ley de la Industria Eléctrica, requerimiento de CELs, Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC

Título emitido por la CRE que acredita la producción de un monto determinado de energía eléctrica a partir de Energías Limpias y que sirve para cumplir los requisitos asociados al consumo de los Centros de Carga

CELs

3

Productos Certificados de Energía Limpia

19 NO EXHAUSTIVO

(20)

Los Servicios Conexos del MEM buscan garantizar la confiabilidad del

SEN y pueden o no estar incluidos en el mercado. Representan una

obligación para los participantes del mercado

• Reservas de Regulación

• Reservas Rodantes

• Reservas Operativas

• Reservas Suplementarias

• Reservas Reactivas

• Energía Reactiva

• Arranque de Emergencia

• Regulación Primaria

(1)

Sus precios son calculados conjuntamente

con el de la energía en el MDA y MTR.

La curva de demanda tendrá como objetivo cubrir

una porción de los costos fijos de los generadores.

El CENACE calcula los

requerimientos de Servicios

Conexos del mercado así como la

porción que cada participante del

mercado está obligado a obtener.

Las tarifas de control y soporte de voltaje así

como el arranque de emergencia

son reguladas

y determinadas por la CRE

y estas pueden

incluir un componente por costo de oportunidad.

(1) Servicio obligatorio que deberá ser provisto por las Unidades de las Centrales Eléctricas

Servicios Conexos

Incluidos en el mercado

_{No Incluidos en el mercado}

Servicios vinculados a la operación del Sistema Eléctrico Nacional y que son necesarios para garantizar su Calidad, Confiabilidad, Continuidad y seguridad

Servicios Conexos

3

Productos Servicios Conexos

20 NO EXHAUSTIVO

(21)

En caso de que la generación y consumo se encuentren en diferentes nodos,

las diferencias de congestión en la red deberán integrarse en el Contrato

de Cobertura a través de los Derechos Financieros de Transmisión

Los Derechos Financieros de Transmisión (DFTs) otorgan el derecho y la obligación de cobrar o pagar la diferencia entre los precios marginales locales (PML) de inyección y retiro. Sin DFTs, cuando un generador y un consumidor llegan a un acuerdo comercial, cada uno buscará establecer la cobertura en su nodo para eliminar el riesgo del costo de transmisión (i.e. congestión y pérdidas componentes del PML). Los DFTs dan la cobertura necesaria para eliminar este riesgo, independientemente del nodo establecido en el contrato. Son títulos de crédito para pagos financieros, no otorgan derecho físico a usar la red.

PML (Transacción de mercado)

+ $80 (Vende)

PML

₁

= $80 PML

₂

= $100

- $100 (Compra)

Contrato (Transacción bilateral, CxD)

+ $10 (Recibe)

Precio de Contrato = $90

- $10 (Paga)

Precio de compraventa

+ $90 (Vende)

- $90 (Compra)

DFT (Pago del Administrador del Sistema)

+ $20 (Recibe)

Generación

Suministro, CdC

(1) Los DFTs se adquieren mediante una subasta anual. Durante el día están divididos por bloques de 4 horas, y la duración de la cobertura puede ser una temporada, un año, el periodo que resta del año en curso, tres años, o diez años. La primera etapa del mercado solo considera DFTs de un año, tres años, y diez años.

P1 P2

Cuando el Suministrador del CdC en el nodo PML₂ ha adquirido un DFT(1)_{, recibe del administrador del}

sistema el pago equivalente al costo de congestión,

representado por (PML2 – PML1)

DFT

3

Productos Derechos Financieros de Transmisión

21

Ejemplo ilustrativo de pagos y cobros bilaterales vs. el balanceo por diferencias en el MEM incluyendo DFTs(1)

(22)

¿Cómo colaboramos con

clientes en evaluar el

atractivo de los productos

y la implicación en su

estrategia?

PwC ha trabajado con múltiples

desarrolladores e inversionistas

en el

análisis de los precios

actuales y estimados de la

electricidad en México

. Los

trabajos han tenido como objetivo

evaluar el atractivo de desarrollo y/o

inversión en diferentes proyectos de

generación eléctrica de distintas

tecnologías fósiles y renovables, en

diferentes regiones del país. Estos

trabajos se han los realizado como

servicios individuales y dentro de

Due Diligence Comerciales

en

transacciones.

Uno de los principales productores de

equipos de generación solicitó a PwC

México el análisis del potencial

mercado

de

Certificados

de

Energía Limpia (CELs)

para

evaluar el impulso que darán estos

mecanismos al sector de las energías

limpias, y las implicaciones para

dicha empresa.

PwC México es la firma líder de asesoría en el sector eléctrico, que

conjuga experiencia probada en estrategia, regulación, financiamiento

e impuestos

(23)

Mercado del Día en Adelanto

Mercado de Tiempo Real Mercado de Hora en Adelanto Asignaciones Fondeo Subastas de MP Subastas de LP

Mercados

23 Contratos de Cobertura Eléctrica

(24)

El MEM incluye el MDA y el MTR, que permitirán balancear las inyecciones y retiros

en cada nodo, asegurando una adecuada disponibilidad de energía y reservas en el

sistema. Adicionalmente, se contará con mercados largo plazo entre los cuales se

encuentra el Mercado de Excedentes de Potencia y las Subastas

MDA MTR 24 horas antes de la entrega 7 días antes • Establece asignación y despacho económico de UCE. • Emite programas financieros

vinculantes para la generación, carga y transacciones virtuales en cada hora.

• Comunica a los PM las instrucciones de arranque después de concluir el despacho económico del MDA.

Fu nc ió n de l mer cad

o _{Ofertas para incrementar}

generación o reducir demanda. Asignación y despacho de Unidades de Central Eléctrica (UCE). A sign ac ión UCE h o riz o n te e xten d ido (4) Subastas(2) Satisfacer las necesidades de las Entidades Responsables de Carga (ERC) y facilitar la inversión de generadores.

1 año antes

(Vigencia 1, 3, 15 y 20 años(2)₎

(1) En el Mercado de segunda etapa, el Mercado del Día en Adelanto y el Mercado de Tiempo Real se complementarán por un Mercado de una Hora en Adelanto

(2) Habrá tres tipos de Subastas: i) Subastas de Mediano Plazo para una Participación de Carga: y Potencia Su propósito es garantizar que, antes del MDA, los Suministradores Básicos tengan una posición neta esperada cerca de cero (ni comprador ni vendedor) con el fin de reducir su exposición a los precios del mercado spot.; ii) Subastas de Largo Plazo para Potencia, energía limpia y CELs: Su propósito es garantizar una fuente estable de pagos que cubrirán los costos fijos de inversión de nuevas plantas eléctricas para reducir el riesgo de las nuevas inversiones, a la vez que el costo de cumplimiento de los requisitos de CELs se estabilice para los Participantes del Mercado que celebren los contratos resultantes. Lo anterior, sin perjuicio de que los otros ERC y los Generadores participen en dichas subastas con otros objetivos, y iii) Subastas de Derechos Financieros de Transmisión: Después de la asignación de DFT Legados, la capacidad de transmisión restante será vendida en subastas, y los ingresos procedentes de dichas subastas serán asignados como una devolución a todos las ERC.

(3) Las Subastas de Mediano Plazo, Largo Plazo y de Derechos Financieros de Transmisión se llevarán a cabo anualmente (a menos que los Manuales de Prácticas determinen mayor frecuencia). Para las Subastas de Mediano Plazo los contratos comenzarán el año después de que se llevó a cabo la subasta y tendrán una duración de tres años; para las Subastas de Largo plazo la vigencia de los contratos comenzará tres años después de la subasta y tendrá una duración de 10 años. Las subastas de DFT tendrán plazos de vigencia de 1, 3 y 10 años.

(4) AUGC-HE, AUGC-DA Y AUGC-S son Asignaciones de Unidades de Central Eléctrica para mantener la Confiabilidad, 7 días antes, 1 día antes y después del MDA, respectivamente. • Podrá establecer una cámara

de compensación que actúe como contraparte en contratos entre PM.

• Para DFT CENACE hará disponible el 20% de la capacidad esperada de la red.

Mercado de Excedentes de Potencia Herramienta que permite a ERC y Suministradores cumplir requisitos mínimos de planificación de reservas .

• Calculará el valor de la obligación específica con base en requisitos de la CRE. Dicho requisito podrá ser un porcentaje de la demanda máxima/demanda en punta. 1 año A sign ac ión U C E en el D ía d e A d ela n to (4) A sign ac ión S u p lement ar ia UCE (4)

Realizar ajustes por cambios de pronósticos de demanda, o en la disponibilidad de las UCE, o condiciones del sistema. • Análisis de contingencia e

identificación de restricciones de seguridad.

• Cálculo de recursos no despachables • Regulación de frecuencia.

• Cálculo de Precios Marginales Locales mediante el Despacho económico y reasignación de unidades con restricciones de seguridad.

• Penalizaciones por incumplimientos. 1 hora antes de operación

NO EXHAUSTIVO

4

Mercados Funcionamiento de mercados en el MEM (1/2)

(25)

Las operación del mercado se puede modelar a través de 3 tipo de nodos:

NodoP, NodoF y NodoC. El CENACE mantendrá y actualizará modelos de

forma separada en cada Sistema Eléctrico, operando un mercado de

Potencia individual en cada uno, a menos que los sistemas se interconecten.

Sistema Interconectado Baja California (SIBC)

Sistema Interconectado Mulegé

Sistema Interconectado Baja California Sur (SIBC)

Sistema Interconectado Nacional (SIN).

(1) Nodo de Conectividad (NodoC) componen el MRF y representan las secciones que conectan los interruptores y cuchillas con los elementos de la red mediante un arreglo de interruptor. En un mismo NodoC puede conectarse más de un equipo diferente. Centros de Carga y Centrales Eléctricas Directamente Modelados

(2) Nodo de Facturación (NodoF) representa el punto físico de interconexión de cada Central Eléctrica y Centro de Carga al SEN. Se requiere de la implementación de esquemas de medición conforme a los requerimientos del CENACE para conectarse.

(3) Nodo de fijación de precios (NodoP) es uno o varios NodosC que representa una inyección o un retiro físico y donde se establece un Precio Marginal Local. El NodoP Elemental corresponde a un bus de red específico en el MCM. NodoP

(4) Agregado: Vector de factores de ponderación (suman a 1), con el propósito de representar la distribución media ponderada de inyecciones o retiros entre diferentes NodosP Elementales a partir de una instalación directamente modelada en el MRF

(5) NodoP Distribuido: Vector de factores de ponderación (suman a 1), con el propósito de representar la distribución media ponderada de inyecciones o retiros entre diferentes NodosP Elementales a partir de instalaciones Indirectamente Modeladas.

PD Nodo P Distribuido(5) P1

=

+

P2

…

MCF P NodoP(3) C1

=

+

C2

…

MCM _P A NodoP Agregado(4) P1

=

₊

P2

…

Cozumel Los Cabos Loreto Mulege Bahía de los Ángeles San Luis Río

Colorado Puerto Peñasco Tijuana MRF C F C F C F C C NodoF(2) NodoC(1)

El Modelo de la Red Física consiste en una base de datos de los elementos así como la representación

de los equipos de conexión que representan al SE y reside en el sistema EMS/SCADA del CENACE para el control del SEN. Incluye las restricciones y límites operativos de los elementos del SE de Potencia.

El Modelo Comercial de Mercado es

utilizado para operar en el mercado de

energía y servicios conexos.Es integrado por

el MRF complementado para las aplicaciones del MDA y MTR por recursos modelados de forma diferente a sus características físicas de interconexión.

El Modelo Comercial de Facturación es

utilizado para la asignación de los pagos asociados a inyecciones y retiros físicos de energía y otros productos al SEN. Complementa al MCM con los recursos indirectamente modelados.

4

Mercados Funcionamiento de mercados en el MEM (2/2)

25

División de Sistemas Interconectados a Nacional Modelos de red física, comercial y de facturación

(26)

En una transacción tipo de energía, los Participantes del Mercado tomarán

una posición/adquirirán un compromiso para retirar (como Entidad

Responsable de Carga) o entregar (como Generador) electricidad, o bien,

recibir un monto basado en el precio del mismo en una fecha u hora futura

Ejemplo ilustrativo de transacciones de energía eléctrica para Generadores y Entidades Responsables de Carga

Posición Larga (Compra)

Posición en MDA Posición en MTR Asignación real de energía física P kWh @ Nodo P Generador Entidad Responsable de Carga

Entrega energía física Retira energía física

Venta de energía en mercado Compra de energía en mercado

>

<

_{Posición Corta (Venta)}

>

<

Posición Corta (Venta)

Posición Larga (Compra)

NO EXHAUSTIVO

4

Mercados Mercado de Día Anterior y de Tiempo Real (1/2)

(27)

Las Unidades de Central Eléctrica presentarán ofertas con la finalidad de vender

energía en el MDA y MTR en el nodo de registro y con su capacidad registrada, mientras

que las Entidades Responsables de Carga presentarán ofertas de compra para demanda

solamente en el MDA

Generadores

MDA MTR

Entidades Responsables

de Carga

Ofertas de venta

Ofertas de Compra

• Estatus de la asignación de la oferta del Recurso (no disponible, económica, operación obligada).

• Límites de despacho(económicos y de emergencia).

• Oferta económica (arranque, operación en vacío, operación incremental, disponibilidad de reservas).

• Tiempos de notificación (diferencia entre instrucción de arranque y el momento en que la UCE se sincroniza con el sistema).

• Tiempo de arranque(en frío, tibio, o caliente)

• Tiempo mínimo de operación (nivel mínimo de horas de operación en un nivel mínimo de despacho o por encima de este).

P

arámet

ros

y

co

nd

icione

s

de

l

as

ofert

as

M

ercad

os

en

qu

e

pres

en

tan

ofert

as

(1) Ver siguientes láminas para la descripción de los modelos, precio marginal local y nodos. (2) Aplicable a partir de 2018.

Las ofertas de Compra para Demanda aplican solamente en el MDA y representan una oferta financiera

vinculante para comprar energía a precios del MDA con el fin de consumirse en Tiempo Real en el siguiente día de operación.

• Presentación de ofertas de compra (para CdC directamente modelados por cada Nodo P; o

indirectamente modelados por cada zona de carga (1)_).

• Dos tipos de oferta

• Compra fija: tomadoras de precios y pagan el Precio Marginal Local(1)_{determinado para el MDA} para esa ubicación del NodoP(1)_{. Información} requerida: cantidad de MW, ubicación de compra, hora en la que se aplica la compra fija.

• Compra sensible al precio: PM podrán expresar su intención de comprar energía a precios específicos, sometiendo ofertas de compra sensibles al precio(2)_{. Información requerida:} precio máximo dispuesto a pagar por MW, hora de oferta, ubicación. Bala n ce o de iny ec cion es y r etiros en ca d a n o d o y despacho ec o n ó mico NO EXHAUSTIVO

4

Mercados Mercado de Día Anterior y de Tiempo Real (2/2)

(28)

Ejemplo de pagos y cobros bilaterales vs. el balanceo por diferencias en el MEM en un mercado diario(1)

Alternativamente, las ERC

(1)

_{pueden acordar compraventa de energía}

eléctrica o productos asociados mediante Contratos de Cobertura

En el caso de la energía las diferencias con el precio spot en el MEM favorecerán o restarán

competitividad a los contratos de cobertura

16h 15h 14h 13h 12h 11h 18h 19h 20h 21h 22h 10h 9h 8h 17h 23h 24h Precio de contrato ($/MWh) Pago de Generador a ERC Pago de ERC a Generador

Generador

Suministrador

Precio Mercado (Transacción de mercado)

Mercado Eléctrico

Mayorista

Precio de Mercado = $50

+ $50 (Vende)

- $50 (Compra)

Contrato de cobertura (CxD)

+ $20 (Cobra)

Precio de Contrato = $70

- $20 (Paga)

Precio de compraventa

+ $70 (Vende)

- $70 (Compra)

Precio Mercado (Transacción de mercado)

+ $100 (Vende)

Precio de Mercado = $100

- $100 (Compra)

Contrato de cobertura (CxD)

- $30 (Paga)

Precio de Contrato = $70

+ $30 (Cobra)

Precio de compraventa

+ $70 (Vende)

- $70 (Compra)

1

2

1

Precio de mercado ($/MWh)

El contrato bilateral establece el precio al que el Generador está obligado a vender la energía a la ERC.

A través del contrato de cobertura eléctrica, ajeno al mercado

eléctrico, cada parte paga o cobra el monto necesario para que

el precio final por la energía sea el acordado

En caso de que el precio de mercado este por debajo del costo marginal de generación de la central eléctrica, el pago bilateral

proporciona la utilidad al generador tras adquirir la energía requerida directa del mercado.

Cuando el precio del mercado es mayor al precio de contrato, el Suministrador recibe la diferencia por el pago bilateral

(1) Análisis excluyendo las diferencias nodales, es decir, considerando que las centrales eléctricas y los centros de carga se encuentran en un mismo nodo Fuente: LIE, Bases de Mercado, Análisis PwC

Contrato > Mercado

Contrato < Mercado

4

Mercados Contratos de cobertura eléctrica

28 ILUSTRATIVO

(29)

Subastas de Mediano Plazo para Energía y Potencia Parámetros de la subasta de MP

En las Subastas de Mediano Plazo para energía y potencia la CRE

determinará los requisitos de contratación que los Suministradores deberán

cumplir así como precios máximos para Suministradores de Servicio Básico

Potencia

Energía

Zona de Potencia/ Sistema Eléctrico

Zona de Carga Bloques de carga (base, intermedio, punta) Producto Parámetros de oferta

 Precio por MW en cada Zona de Potencia

 MW de potencia en cada Zona de Potencia

 Precio fijo por bloque de carga en cada zona de carga

 Cantidad de energía MWh por bloque de carga en cada Zona de Carga

 Optativamente, una razón entre la cantidad de potencia y la cantidad de energía por bloque de carga que desea vender

Potencia

Energía

Curva de demanda de potencia. (Pares de precio-cantidad)

 Porcentaje que desea contratar de cada bloque de carga en cada Zona de Carga

 Precio máximo por cada porcentaje adquirido en cada bloque de carga en cada Zona de Carga

Producto Parámetros de demanda

(1) El precio pagado y recibido por cada producto es determinado por el precio sombra del problema de maximización del excedente económico a resolver por el CENACE durante la subasta

Fuente: LIE, Bases de Mercado, Análisis PwC

 Las ofertas para energía y potencia se evaluarán conjuntamente

 Se pagará un precio uniforme(1) _{para cada}

producto (energía por bloque de carga)

 Las cantidades a incluirse en contratos se asignarán de forma proporcional a las ventas totales de cada generador y compras totales de cada ERC.

4

Mercados Subastas de Mediano Plazo

29 NO EXHAUSTIVO

(30)

Subastas de Largo Plazo para Energía, Potencia y CELs Parámetros de la subasta de LP

En las Subastas de Largo Plazo la duración de los contratos será de 15 años

para energía y potencia y 20 años para CELs

Los generadores podrán presentar sus ofertas como paquetes de uno o más productos

Potencia

Energía

Sistema Eléctrico/ Zona de Potencia

Zona de Generación Producto Parámetros de oferta

 MW de potencia en una Zona de Potencia específica durante 15 años

 Cantidad de Energía Acumulable(1) _{en una Zona} de Generación específica durante 15 años

 Cantidad de CELs por año durante 20 años

Potencia

Energía

 MW por año que desea contratar en cada Zona de Potencia

 Cantidad de Energía Acumulable MWh por año que desea contratar

 Precio máximo que está dispuesto a pagar por cada MWh

No deben especificar zona de entrega

Producto Parámetros de demanda

Certificados de Energía Limpia

 Identificación de las centrales que producirán la potencia

 Precio fijo por paquete por año para los primeros 15 años del contrato.

 Precio máximo por cada MW en cada Zona de Potencia

Certificados de Energía Limpia

 Cantidad de CELs por año que desea contratar

 Precio máximo que está dispuesto a pagar por cada CEL

 Porcentaje máximo de cada producto que está dispuesto a contratar antes y después de los contratos de subasta

(1) La función objetivo para la asignación será la maximización del excedente económico total. Fuente: Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC

 Se llevarán a cabo anualmente

 Cada paquete de productos se asignará entre las ERC de manera proporcional a las cantidades de CEL que ofrecieron comprar(1)

 El precio de oferta de cada paquete de productos será el precio pagado y recibido para dicho paquete durante los primeros 15 años.

 Se incluirá un precio específico para CELs para los últimos 5 años

4

Mercados Subastas de Largo Plazo (1/2)

30 NO EXHAUSTIVO

(31)

La energía acumulable tiene el objetivo de diferenciar energía que se

produzca en horas y ubicaciones diferentes

Mientras el ajuste por hora de generación influye en el precio recibido por el generador, el ajuste por

zona de generación únicamente se utiliza para propósitos de evaluación de las ofertas

23 22 21 20 19 18 17 16 15 14 13 12 11 10 9 8 7 6 24 5 4 3 2 1 horas E[PMLzona] A jus te ( M X /M W h )

Ajuste horario = E[PMLhora,zona] - E[PMLzona] Antes de la subasta se calculará un vector de factores de ajuste para cada zona de generación, para cada hora del día promedio en cada mes de cada año incluido en la subasta

Antes de la subasta se estimará la diferencia entre el precio marginal local en cada zona de generación y en el sistema eléctrico nacional

4

Mercados Subastas de Largo Plazo (2/2)

31

Ilustrativo de la determinación de ajustes horarios Ilustrativo de la determinación de ajustes regionales

(1) La función objetivo para la asignación será la maximización del excedente económico total. Fuente: Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC

E[PMLhora,zona]

Ajuste regional = E[PMLzona] - E[PMLSEN]

(32)

El Mercado de Excedentes de Potencia, sirve para cerrar posiciones de

requisitos de potencia que no tienen contratos cobertura al final de cada año

al Precio Neto de Potencia (PNP)

El PNP se obtiene tras ajustar a la baja el PCP, establecido al inicio de cada año, cuando el mercado de

energía haya sido suficiente para generar una rentabilidad razonable para una central de referencia

Mecanismo de definición del Precio Neto de Potencia para la liquidación del mercado de potencia

El precio de cierre de Potencia se basará en curvas de oferta y demanda que basadas en la

demanda y la oferta de potencia fuera de contratos bilaterales, y los costos fijos de la

tecnología de referencia

El precio de Potencia que resulta del cruce de la curva de demanda que considera los costos fijos de una

tecnología de referencia, de la potencia requerida y de la potencia eficiente, y la oferta de venta disponible

Se casa el

PCP

El precio neto de Potencia se basará en un cálculo ex-post de las rentas del Generador de referencia, con base en los

resultados reales del MDA

El precio de Potencia a liquidarse como resultado del mercado de Potencia, para el cual se resta al Precio de Cierre de Potencia, la renta estimada que corresponde a la tecnología de generación de referencia por su operación en el MDA.

Se calcula el

PNP

Con base en la cantidad de cruce en el cálculo del PCP, se adquiere toda la potencia ofertada y se asignan las ofertas

de venta a las ERCs

El total de la potencia ofertada se adquiere al PNP y se paga a los generadores. Sí hay más oferta que demanda, el CENACE compra la potencia excedente y el costo se reparte entre las ERCs. Si hay más demanda que oferta, se reparte proporcionalmente la potencia a las ERCs, y luego las ERCs pagan a la CRE una multa por incumplir requisitos de potencia

Cálculo de

cantidades

contratadas

Precio de Cierre de Potencia

Precio Neto de Potencia

Cálculo de Cantidades Contratadas

32

4

Mercados Mecado para el Balance de Potencia

(33)

A fin de asegurar el inicio oportuno de los elementos críticos y maximizar la eficiencia

del diseño del Mercado, sus diferentes componentes se implementarán por etapas

El Mercado de CELs, así como Subastas de MP y LP se implementarán en una sola etapa

Calendario previsto para la implementación

(1) La operación del mercado spot de segunda etapa empezará entre 2017 y 2018, de acuerdo con el componente específico

(2) La operación del mercado de CELs se determinarán para 2018 o 2019 en función del periodo de obligación que establezca la SENER y lo determinado en Disposiciones Operativas del Mercado

Fuente: Presentación Dr. César Hernández 08 de septiembre de 2015, Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC

9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 Inicio de operaciones Operación Operación Ope- ración Prue- bas Pruebas Pruebas

Operativas Operación Operación

(1) Pruebas y Operación Mercado Spot • MDA, MTR(1ª etapa) • MHA(en 2ª etapa)

Manuales de Mercado (2do grupo) Manuales de Mercado (1er grupo)

Mercado de CELs(2)

Publicación de bases de licitación

Subastas de Mediano Plazo Publicación de bases de licitación Asignación

DFT (Asignación y Subastas)

Adjudicación 2016 Q1 Primeras subastas LP

(Potencia, Energía Limpia y CELs)

Hitos clave

Mercado para el Balance de Potencia

2015 2016 NO EXHAUSTIVO Segunda etapa Primera etapa 33

4

Mercados Tiempos de implementación Estamos aquí 2017 2018 Consulta Publicación