INTRODUCCIÓN Y CONTEXTO AL MERCADO ELÉCTRICO EN MÉXICO FISTERRA/EKTRIA SEMINARIO DE GESTIÓN DEL RIESGO EN EL MERCADO ELÉCTRICO

47 

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Texto completo

(1)

I

NTRODUCCIÓN

Y

C

ONTEXTO

AL

M

ERCADO

E

LÉCTRICO

EN

M

ÉXICO

F

ISTERRA

/E

KTRIA

S

EMINARIO

DE

G

ESTIÓN

DEL

R

IESGO

EN

EL

M

ERCADO

E

LÉCTRICO

(2)

I

NCENTIVOS VERSUS

R

IESGOS

Ince

n

tiv

os

Riesgo

Monopolio

Regulado

Mercado

Spot

Mercado

con

Coberturas

(3)

3

R

EESTRUCTURA DE LA

I

NDUSTRIA Generación Control Operativo 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 Transmisión Distribución Suministro Calificado Subsidiaria “B” Subsidiaria “A” Subsidiaria “C” Y Contratos

(4)

Vertientes de la Reforma

4

C

OMPONENTES DEL

M

ERCADO

E

LÉCTRICO

Producto MEM Bilateral

Energía

Servicios Conexos

(Reservas Operativas, Reservas Rodantes)

Potencia

Certificados de Energías Limpias

Derechos Financieros de Transmisión

Contratos de Cobertura Bilaterales - Energía, Servicios Conexos

- Potencia

- Certificados de Energías Limpias - Derechos Fin. de Transmisión

Contratos de Cobertura por Subasta - Energía

- Potencia

- Certificados de Energías Limpias

(5)

5

M

ERCADO DE

D

ÍA EN

A

DELANTO Y

T

IEMPO

R

EAL

:

P

RECIOS

M

ARGINALES

Oferta

0 20 40 60 80 100 0 250 500 P reci o ( U SD /M W h ) Cantidad (MWh) 0 20 40 60 80 100 0 250 500 P reci o ( U SD /M W h ) Cantidad (MWh) 0 20 40 60 80 100 0 250 500 P reci o ( U SD /M W h ) Cantidad (MWh) 0 20 40 60 80 100 0 250 500 P reci o ( U SD /M W h ) Cantidad (MWh) 0 20 40 60 80 100 0 250 500 P re ci o (U SD /M W h ) Cantidad (MWh) 0 20 40 60 80 100 0 250 500 P re ci o (U SD /M W h ) Cantidad (MWh) 0 20 40 60 80 100 0 250 500 P re ci o (U SD /M W h) Cantidad (MWh) 0 20 40 60 80 100 0 250 500 P re ci o (U SD /M W h ) Cantidad (MWh)

Demanda

Equilibrio

+

+

=

+

=

(6)

6

M

ERCADO DE

D

ÍA EN

A

DELANTO Y

T

IEMPO

R

EAL

:

D

ESPACHO

E

CONÓMICO

Demanda y despacho de unidades por hora.

Costo Marginal de Energía

Combustión Interna y Turbogás en el margen

Ciclo Combinado en el margen

(7)

7

M

ERCADO DE

D

ÍA EN

A

DELANTO Y

T

IEMPO

R

EAL

:

P

RECIOS

N

ODALES Y

M

ARGINALES

Se envían señales correctas sobre la ubicación de generación y

(8)

Hora Terminada 17 Hora Terminada 24

(9)

Día en Adelanto

0 20 40 60 80 100 0 100 200 300 400 500 P re ci o (USD /MW h) Cantidad (MWh) 0 20 40 60 80 100 0 100 200 300 400 500 P re ci o (USD/ MW h) Cantidad (MWh)

Tiempo Real

338 MW @ $57 / MWh 50 MW @ $62 / MWh

Solo las diferencias del programa original se atienden en tiempo real

El mercado del Día en Adelanto reduce la posibilidad de ejercer poder

de mercado, y permite un despacho más eficiente

Incremento de Demanda

(10)

M

ERCADO DE

C

ORTO

P

LAZO

:

R

IESGOS Y

C

OBERTURAS

Causas Resultado Mecanismos de

Cobertura

Precios de combustibles

Precios en General Contratos Bilaterales Demanda del sistema

Disponibilidad de generación Sorpresas de demanda y disponibilidad generación Diferencias de Precio Día en Adelanto vs. Tiempo Real Demanda y disponibilidad regional Diferencias de Precio por Nodo Derechos Financieros de Transmisión Congestión de transmisión Restricciones de transporte de combustible

(11)

C

ERTIFICADOS DE

E

NERGÍAS

L

IMPIAS

11

Mercados de CELs

Objetivos

• Dar los ingresos

adicionales que las

fuentes limpias

necesiten para competir

con fuentes

convencionales.

• Minimizar los costos de

las energías limpias.

• Seleccionar los

ganadores por

competencia en el

mercado, no por la

administración de las

autoridades.

• Mercado “spot” de CELs.

• Subastas de Largo Plazo.

• Negociaciones bilaterales.

(12)

D

EMANDA

P

ARA

CEL

S

12

Año Meta LTE Requisito CELs

2018 25% 5%

2019 --- 5.8%

2020 --- 7.4%

2021 30% 10.9%

2022 --- 13.9%

2023 --- Por anunciarse marzo 2020

2024 35% Por anunciarse marzo 2021

CELs por Año

12 millones (aprox) 14 millones (aprox) 21 millones (aprox) 33 millones (aprox) 45 millones (aprox)

Factores que impactan en demanda para CELs

• Ajustes a los requisitos de CELs

• Crecimiento del consumo eléctrico

(13)

P

RIMERA

S

UBASTA

: PML E

SPERADOS 13

En la primera

subasta, se

favorecieron

Yucatán y Baja

California Sur, que

usan la generación

más cara.

(14)

14

S

EGUNDA

S

UBASTA

: PML E

SPERADOS

Para la segunda

subasta, se espera

resolver la escasez

de energía en

Yucatán.

(15)

I

NGRESO

R

EQUERIDO POR

CEL

S

(16)

M

ERCADO

S

POT DE

CEL

S Y

M

ECANISMOS DE

E

LASTICIDAD 16 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 inelástica en el monto producido 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 elasticidad con base en sus expectativas de precios futuros.

Generadores ofrecerán CEL con base en expectativas de precios futuros.

• Sin almacenamiento de CELs o diferimiento de obligaciones, el precio alternaría entre cero y el valor de la multa.

• Los lineamientos de CELs permiten almacenamiento y diferimiento de hasta el 25% de obligaciones

• La LTE establece casos en que se permite diferir el 50%.

• La elasticidad garantiza estabilidad de precios.

(17)

C

ERTIFICADOS DE

E

NERGÍAS

L

IMPIAS

:

R

IESGOS Y

C

OBERTURAS

Causas Resultado Mecanismos

de Cobertura

Mejoras tecnológicas (o no) Costos de nuevas Centrales Limpias

Contratos Bilaterales Agotamiento sitios de fácil

construcción/interconexión Tasas de interés / riesgo país

Precios de combustibles Ingresos por energía,

Centrales Limpias Disponibilidad de combustibles

Sobre o sub-inversión en centrales relativo a demanda

Requisitos CELs fijados por SENER

Demanda CELs

Magnitud de multas fijadas por CRE Política de diferimiento de obligaciones

Retrasos de construcción de Centrales Limpias

Oferta CELs Conversión de Centrales Limpias del viejo régimen

(18)

0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 1 2 8 9 5 7 7 8 6 5 1 1 53 1 4 41 1 7 29 2 0 17 2 3 05 2 5 93 2 8 81 3 1 69 3 4 57 3 7 45 4 0 33 4 3 21 4 6 09 4 8 97 5 1 85 5 4 73 5 7 61 6 0 49 6 3 37 6 6 25 6 9 13 7 2 01 7 4 89 7 7 77 80 65 8 3 53 8 6 41 MW Horas Turbogás Eólica Solar Ciclo Combinado Combustión Interna Termoeléctrica Hidroeléctrica Geotermoeléctrica Carboeléctrica Nuclear

Los últimos 3000 MW operan en menos de 100 horas del año

(19)

0 100 200 300 400 500 600 0 20 40 60 80 100 120 140 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 Hor as / A ñ o GW Demanda Capacidad 16% 0 100 200 300 400 500 600 0 20 40 60 80 100 120 140 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 Ho ra s / Año GW Demanda Capacidad-Falla probabilidad de cortes

(20)

Vertientes de la Reforma

20

D

EFINICIÓN Y

O

BJETIVOS DE LA

P

OTENCIA

El compromiso de

mantener capacidad de

generación y ofrecerla al

Mercado de Corto Plazo

Definición de Potencia

Objetivos

Pagar los costos fijos de las centrales

eléctricas

En General

Mercado de

Desbalance

Contratos de

Largo Plazo

Fijar precios correctos para

excedentes y déficits de Potencia

Permitir el financiamiento de nuevas

inversiones

(21)

Cuando el sistema

eléctrico tiene exceso de

capacidad Disuadir

nuevas inversiones.

Cuando el sistema

eléctrico tiene déficit de

capacidad Alentar

nuevas inversiones.

P

RECIO

Ó

PTIMO DE

P

OTENCIA

21

Permitir que las nuevas centrales recuperen sus costos fijos.

Fomentar la “retroalimentación negativa” para evitar

sobre-inversión o sub-sobre-inversión.

Objetivos

(22)

D

EFINICIÓN DE

R

EQUISITOS 22 Zona de Potencia Reserva de Planeación Mínima (VIRPm-RP) Reserva de Planeación Eficiente (VIRPe-RP) SIN 7.7% 15.3% BC 8.6%* 16.4%** BCS 13.8% 32.7%

 Una Zona de Potencia que abarca a cada sistema interconectado.

 En tanto no se autoricen cambios, hay tres Zonas de Potencia :

 I. “Sistema Interconectado Nacional”.

 II. “Sistema Interconectado Baja California”.

 III. “Sistema Interconectado Baja California Sur”.

Definición de Zonas de Potencia Requisitos publicados en el DOF el 28/02/2017

Valores Indicativos en términos del Requisito de Potencia

* Trayectoria: 2016 de 0.0%, 2017 de 2.2%, 2018 de 4.3%, 2019 de 6.5% y 2020 de 8.6%.

** Trayectoria: 2016 de 7.8%, 2017 de 10.0%, 2018 de 12.1%, 2019 de 14.3% y 2020 de 16.4%.

(23)

Vertientes de la Reforma

P

RECIO

N

ETO DE

P

OTENCIA 23 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 $ /M W h Hora Renta en el Mercado Net Income Market Price Variable Cost Renta en Mercado Precio de Mercado Costo Variable

La Potencia debe pagar la parte de los costos fijos que no se cubre con

rentas por la venta de energía.

Entonces, se resta la renta del Generador de Referencia para calcular el

Precio Neto de Potencia.

(24)

T

ECNOLOGÍA DE

R

EFERENCIA

24

 El CENACE identifica la TGR de cada Zona de Potencia de acuerdo con:  Menor costo nivelado.

 Replicable a escala comercial en la mayor parte de la Zona de Potencia.

SELECCIÓN DE LA TECNOLOGÍA DE GENERACIÓN DE REFERENCIA (TGR)

Sistema Tecnología Capacidad

(MW)

Costos Fijos Nivelados (USD/MW

año)

Ingresos en el Mercado

(USD/MW año)

SIN Turbogás Industrial

Gas 186.5 109,432.936 77,431.888

BCA Turbogás Industrial Gas 186.5 90,550.573 20,079.761

BCS Turbogás Aeroderivada Diésel 42.3 149,962.351 36,081.579 Fuente: CENACE

Sistema Nodo P Localidad Gerencia de Control Regional Altitud

[m.s.n.m]

Temperatura [°C]

Ajuste de potencia por altitud y temperatura

SIN 06 RIB‐138 REYNOSA NORESTE 139 22 0.95

BCA 07 PJZ‐230 ROSARITO BAJA CALIFORNIA 10 17 1

BCS 07 COR‐230 COROMUEL BAJA CALIFORNIA 0 24 0.95

NODO DE CONEXIÓN DE LA TGR

(25)

Resultados (CENACE)

SIN 7.7% 15.3% 13.9% 2,644,707 1,207,324

BC 0% 7.8% 3.5% 2,885,007 2,507,456

BCS 13.8% 32.7% 39.9% 1,910,548 1,240,146

Vertientes de la Reforma

R

ESULTADOS DEL

M

ERCADO PARA EL

B

ALANCE DE

P

OTENCIA

(26)

C

ERTIFICADOS DE

E

NERGÍAS

L

IMPIAS

:

R

IESGOS Y

C

OBERTURAS

Causas Resultado Mecanismos

de Cobertura

Supuestos metodológicos CENACE

Costo fijo de la TGR

Contratos Bilaterales Costos de transporte de combustibles

Tasas de interés / riesgo país

Precios de combustibles Ingresos por energía, TGR Disponibilidad de generación Demanda eléctrica Decisiones de inversión Oferta Potencia Retrasos de construcción de Centrales

Disponibilidad de Centrales

Requisitos Potencia fijados por SENER Demanda Potencia Crecimiento de demanda eléctrica

(27)

Vertientes de la Reforma

27

S

UBASTAS

Subastas de Largo Plazo

Subastas de Mediano Plazo

Productos Vigencia Anticipación de

Subasta Potencia

Energía 3 años 4 meses

Productos Vigencia Anticipación de

Subasta Potencia CEL Energía 15 años (Potencia) 20 años (CELs) 3 años

(28)

S

UBASTAS DE

L

ARGO

P

LAZO

28

1) Atraer inversiones

En capacidad firme

En energías Limpias

2) Que todas las tecnologías

compitan entre sí

3) Eficiencia para el comprador:

Precios más altos para

generación en horas de

mayor valor

Premiar ubicaciones

“buenas” y desalentar

ubicaciones “malas”

Objetivos

Características

Se seleccionan ofertas

completas al precio ofertado

Generadores ofrecen

paquetes con cantidades de:

- Energía

- Potencia

- CELs

Penalizaciones y primas fijas

con base en pronóstico:

- Por ubicación

(29)

29

E

NERGÍA

: M

ECANISMO DE AJUSTE POR HORA

Ho r a 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 C a n t i d a d t o t a l 90 90 90 86 76 50 30 24 24 26 30 40 50 49 30 20 12 10 10 12 18 30 35 40 972 P r e c i o C o n t r a c t u a l $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 A j u s t e c o n t r a c t u a l -$40 -$40 -$40 -$40 -$30 -$20 $0 $10 $10 $10 $0 -$10 -$20 -$20 $0 $20 $20 $30 $30 $30 $20 $0 -$10 -$20 P r e c i o t o t a l $20 $20 $20 $20 $30 $40 $60 $70 $70 $70 $60 $50 $40 $40 $60 $80 $80 $90 $90 $90 $80 $60 $50 $40 T o t al $1,800 $1,800 $1,800 $1,720 $2,280 $2,000 $1,800 $1,680 $1,680 $1,820 $1,800 $2,000 $2,000 $1,960 $1,800 $1,600 $960 $900 $900 $1,080 $1,440 $1,800 $1,750 $1,600 $39,970

 No se liquida al precio spot en cada hora. Se elimina el riesgo para el generador.

 Excedentes y déficits de energía se liquidan al final del año para evitar ofertas no serias. Ingreso contractual 0 20 40 60 80 100 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Mw Hora Generación real Compromiso contractual

Ajuste a fin de año (Pago de conciliación)

Cantidad total generada 972

Cantidad comprometida 720

Excedente 252

Precio de mercado promedio $75 Precio pagado promedio $60

Diferencia $15

(30)

30

(31)

31

CEL

S

: D

ISTRIBUCIÓN DE

P

ROBABILIDAD DE

VPN,

POR

P

OLÍTICA DE

I

NVENTARIO

(32)

S

UBASTAS DE

L

ARGO

P

LAZO

:

R

IESGOS Y

C

OBERTURAS

Causas Resultado Mecanismos de

Cobertura

Variabilidad de Producción Total Corto / Largo Energía Contratos Bilaterales

Variabilidad de Producción Total Corto / Largo CELs Política de Inventario Disponibilidad de Generación Corto / Largo

Potencia 100 Horas Críticas

Variabilidad de Producción Horaria Pagos de Ajuste por Energía reducidos

Precios bajos de Energía Spot

Ingresos insuficientes para complementar venta de Potencia

(33)

33

S

UBASTAS DE

M

EDIANO

P

LAZO

Base

Intermedia Punta 0 5 10 15 20 25 30 35 40 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 D e ma n d a SS B (G W ) Hora Bloques de carga

Ofertas de Compra Energía

Producto Por año

Por Zona de carga Por Bloque

Porcentaje que desea comprar Precio máximo dispuesto a pagar

Ofertas de Compra Potencia

Producto Por año

Por Zona/SI Precio Máximo dispuesto a pagar

Características

• Contratos de cobertura eléctrica y de potencia con vigencia de 1, 2 ó 3 años.

• Dos tipos de productos: – Energía: Dividida en

tres tipos de bloques de carga y por zona de carga (NodosP).

– Potencia: Por zona de potencia.

(34)

S

UBASTAS DE

M

EDIANO

P

LAZO

: P

RODUCTOS

Para cada día del año, el perfil de carga se traduce en

una asignación por bloque de carga.

(35)

S

UBASTAS DE

M

EDIANO

P

LAZO

:

R

IESGOS Y

C

OBERTURAS

Causas Mecanismos

de Cobertura

Diferencia entre precio zonal y precio en Central Eléctrica /

Centro de Carga que se desea cubrir DFT

Cambios en precios de combustibles Cobertura de combustibles Evolución inesperada en la demanda del sistema

(36)

L

A

C

ONGESTIÓN COMO COMPONENTE DEL

PML

36 SIN PML promedio, julio de 2016: hora 17:00 SIN CCM promedio, julio de 2016: hora 17:00 Componente de Energía Marginal

PML

Componente de Congestión Marginal Componente de Pérdidas Marginales Señales del Incremento del Precio por

Congestión

A los inversionistas a construir más Centrales Eléctricas A los Usuarios Finales a consumir menos energía

Al CENACE y a los Participantes a programar la construcción de nuevas líneas

(37)

DFT

SOLO CUBREN LA CONGESTIÓN

37

Riesgo de Congestión en el MDA

Los Participantes del Mercado requieren de una cobertura debido a la volatilidad alta de la Congestión en el MDA Es mucho menos importante para los

Participantes del Mercado contar con

una cobertura de pérdidas debido a su volatilidad reducida Congestión Pérdidas

• Incluir pérdidas en DFT genera diversos problemas: Harvey and Hogan (2002). Loss

(38)

D

ERECHOS

F

INANCIEROS DE

T

RANSMISIÓN

: R

ESULTADO

38

Le otorgan a su titular el derecho y la obligación de cobrar o pagar la diferencia que resulte del valor de los Componentes de Congestión Marginal (CCM) del Precio Marginal Local (PML) en dos NodosP – un nodo de origen y un nodo de destino.

DFT

A

B

Generador 1 Generador 2 Capacidad de la Línea Demanda $150/MWh $200/MWh Línea de Transmisión

Permite a los Participantes del Mercado cubrirse ante la congestión y facilitar transacciones bilaterales.

Propósito

• Contrato Bilateral: La congestión cuesta $150 − $200 = −$50. El DFT paga $200 − $150 = $50

(39)

D

ERECHOS

F

INANCIEROS DE

T

RANSMISIÓN

:

R

IESGOS Y

C

OBERTURAS

Causas

Diferencia entre los periodos que se requieren cubrir y los periodos incluidos en el DFT

No se obtiene el DFT deseado

(40)

C

ÁMARA DE

C

OMPENSACIÓN

Facilita la gestión de Contratos

Cámara de Compensación

Con la Cámara de Compensación se obtiene:

Mejora la administración de Contratos Incrementa los productos comprados y vendidos

Una reducción a la exposición al riesgo

Beneficios de la Cámara de Compensación

Un generador realiza un solo contrato en lugar de varios a la vez

Posibilita la entrada a más compradores por lo que aumenta la demanda Mediante su Red de Seguridad disminuye el riesgo de incumplimiento 40

(41)

C

ÁMARA DE

C

OMPENSACIÓN

:

E

XPOSICIÓN

P

ERMITIDA SIN

G

ARANTÍA

L

ÍQUIDA

Evaluación de Métricas Financieras (Componentes) Liquidez (30%) Apalancamiento (20%) Rendimiento (50%) Indicadores Financieros EBITDA/Gasto de intereses

Flujo de caja/Deuda total Ratio Rápido Deuda CP/Deuda total Deuda Neta/Activos Fijos Patrimonio Neto Tangible(PNT)

Deuda/PNT

Rentabilidad de ventas (%)

Margen Operativo (%) Retorno Sobre Activos (ROA) %

Retorno Sobre Capital (ROE)

Liquidez (30%) Valor Rango Peso Calificación EBITDA / Costo de Deuda 4.7 3.14 25% 0.79 Flujo de Caja /Servicio de

deuda

1.93 3.69 35% 1.29 Flujo de Caja/ Deuda Total 0.1 3.66 30% 1.1 Ratio Rápido 0.3 5.72 10% 0.57

3.75

Apalancamiento (20%) Valor Rango Peso Calificación Deuda/Capital 0.54 4 35% 1.4 Deuda Corto plazo / Deuda

total

0.11 3.07 15% 0.46 Deuda / Activos fijos 0.47 2.84 25% 0.71 Deuda/ TNW 1.21 3.21 25% 0.8

3.37

Rendimiento (50%) Valor Rango Peso Calificación Retorno de Ventas % 5.74 3.75 25% 0.94 ROA % 1.82 5.16 25% 1.29 Margen Operativo % 13.1 3.41 25% 0.85 ROE % 5.78 2.84 25% 0.71 3.79

Peso Calificación Calificación del grupo Liquidez 0.3 3.75 1.13 Apalancamiento 0.2 3.37 0.67 Rendimiento 0.5 3.79 1.9 Puntuación de crédito compuesta 3.7

Información de estados financieros entregados a la Cámara

Compensación

41

Entidades CON Calificación de grado de Inversión (GLOBAL)

(42)

C

ÁMARA DE

C

OMPENSACIÓN

:

V

ALOR EN

R

IESGO 42 Exposición Contractual de Corto Plazo 𝑬𝑪𝑪𝑷𝒄,𝒕 = 𝑪𝒙𝑪𝒄,𝒕 + 𝐄𝐕𝐌𝐂𝐏 𝒄,𝒕 𝑬𝑪𝑪𝑷𝒄,𝒕 Exposición Contractual de Corto Plazo del Contrato en el día de evaluación

𝑪𝒙𝑪𝒄,𝒕

Exposición a las Cuentas por Cobrar para el Contrato en el día de evaluación

𝐄𝐕𝐌𝐂𝐏 𝒄,𝒕

Exposición al Valor de Mercado de Corto Plazo para el Contrato en el día de evaluación

Cuentas por Cobrar

𝐂𝐱𝐂𝐜 = 𝐜𝐟𝐜 + 𝐜𝐧𝐟𝐜

𝑪𝒙𝑪𝒄 Exposición de Cuentas por Cobrar del Contrato (c)

𝒄𝒇𝒄 Cantidades facturadas pero no pagadas del Contrato (c)

𝒄𝒏𝒇𝒄 Cantidades entregadas no facturadas del Contrato (c)

Exposición al Valor de Mercado de Corto Plazo

Considera: los volúmenes remanentes de Energía, Potencia y CEL´s (≤ 3 años)

Considera: el diferencial de precios entre lo precios de mercado y el precio contractual

Considera: el Portafolio en el que se encuentra en cada contrato

𝐄𝐕𝐌𝐂𝐏𝐜,𝐚1−𝐡𝐜𝐩= 𝐕𝐨𝐥𝐄𝐜,𝐚1−𝐡𝐜𝐩 𝐱 𝐏𝐂𝐕𝐍𝐄𝐜,𝐚1−𝐡𝐜𝐩 − 𝐏𝐌𝐄𝐚1−𝐡𝐜𝐩 ]

+ 𝐕𝐨𝐥𝐏𝐜,𝐚1−𝐡𝐜𝐩 𝐱 𝐏𝐂𝐕𝐍𝐏𝐜,𝐚1−𝐡𝐜𝐩− 𝐏𝐌𝐏𝐚1−𝐡𝐜𝐩 ] + 𝐕𝐨𝐥𝐂𝐄𝐋𝐜,𝐚1−𝐡𝐜𝐩 𝐱 𝐏𝐂𝐕𝐍𝐂𝐜,𝐚1−𝐡𝐜𝐩− 𝐏𝐌𝐂𝐚1−𝐡𝐜𝐩 ]

(43)

C

ÁMARA DE

C

OMPENSACIÓN

: M

ARK TO

M

ARKET (60,000,000.00) (50,000,000.00) (40,000,000.00) (30,000,000.00) (20,000,000.00) (10,000,000.00) 0.00 10,000,000.00 20,000,000.00 0.00 100.00 200.00 300.00 400.00 500.00 600.00 700.00 800.00 900.00 1 -M a y -1 7 1 -J u l-1 7 1 -S e p -1 7 1 -N o v -1 7 1 -J a n -1 8 1 -M a r-1 8 1 -M a y -1 8 1 -J u l-1 8 1 -S e p -1 8 1 -N o v -1 8 1 -J a n -1 9 1 -M a r-1 9 1 -M a y -1 9 1 -J u l-1 9 1 -S e p -1 9 1 -N o v -1 9 1 -J a n -2 0 1 -M a r-2 0 1 -M a y -2 0 1 -J u l-2 0 1 -S e p -2 0 1 -N o v -2 0 1 -J a n -2 1 1 -M a r-2 1 1 -M a y -2 1 1 -J u l-2 1 1 -S e p -2 1 1 -N o v -2 1 MtM Energía

MtM 36 meses Energía Precio de la Energía en el NE (Mercado)

(44)

C

ÁMARA DE

C

OMPENSACIÓN

:

M

ONITOREO DE

G

ARANTÍAS

Exposición Contractual de Largo Plazo (ECLP)

ECCP Monto Real de la Garantía de Cumplimiento (MRGC) Monto Real de la Contribución al Fondo de Reserva (MRCFR) ECCP ≤ 80% del MRGC ECCP>80% del MRGC pero ≤ 90% de MRGC ECCP>90% del MRGC pero ≤95% del MRGC ECCP>95% del MRGC Exposición de Cuentas por Cobrar Riesgo de Exposición de Valor

de Mercado (MtM ≤3 años)

Exposición Contractual de Corto Plazo (ECCP)

ECLP

Riesgo Potencial Futuro Exposición al Valor de Mercado

(MtM>3 años, hasta la conclu- sión del Contrato) * r * 0.08

MRGC

Cartas de Crédito Efectivo

Exposición Permitida sin Garantía Líquida Garantías que debe de aportar el Comprador Monto Mínimo de la Garantía de Cumplimiento (MMGC) Monto Mínimo de la Contribución al Fondo de Reserva (MMCFR) MMCFR ECLP 1.25 MMGC ECCP 1.25 MRCFR Cartas de Crédito Efectivo

(sin utilizar por la CC)

ECLP ≤ 80% del MRCFR ECLP>80% del MRCFR pero ≤ 90% del MRCFR ECLP>90% del MRCFR pero ≤95% del MRCFR ECLP>95% del MRCFR

(45)
(46)

Vertientes de la Reforma

Z

ONAS

A

GRUPADAS

:

D

EMANDA Y

P

RECIOS

H

ISTÓRICOS

Precios por Zona Agrupada: una semana Demanda por Zonas Agrupada: un año

(47)

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