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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
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, por 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
4 Mercados
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
1 Introducción y
esquema general
Proceso de
transformación del sector
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.
Reg
las d
el
Merc
ad
o 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.
Fuente: Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC
1 Introducción y
esquema general
Reglas del mercado
eléctrico
4
Siguiente paso
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 Suministrador Usuario Calificado
PM Comercializador Comercializador T&D(2) Usuarios
Finales
PM que representan activos PM que no representan activos No son PM
Productos
Participantes
Mercados Subastas de MP Subastas de LP Productos
NA
NA
NA
NA
NA
NA
NA
Fuente: Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC
Contratos de cobertura(5)
1 Introducción y
esquema general
Productos, participantes y
mercados
NA
Generador
exento
Generador
exento
NO EXHAUSTIVO
5
Generador Suministrador Usuario Calificado
PM Comercializador Comercializador T&D Usuarios Finales
Participantes
6
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
Fuente: Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC
2 Participantes de
Mercado Tipos de Participantes
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
Fuente: Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC
2 Participantes de
Mercado Activos representados
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 + -
+
Dis
po
nib
ilid
ad
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).
Firm
e
Inte
rmite
nte
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
Fuente: Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC
2 Participantes de
Mercado Registro de Generadores
…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)
Fuente: Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC
2 Participantes de
Mercado
Contratos de
Interconexión Legados
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
Co
merc
iali
za
do
r
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
Fuente: Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC
2 Participantes de
Mercado
Condiciones para
Comercializadores
11
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)
Fuente: Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC
2 Participantes de
Mercado
Condiciones para
Suministradores
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
Fuente: Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC
2 Participantes de
Mercado
Condiciones para
Usuarios Calificados
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.
Fuente: Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC
2 Participantes de
Mercado
Condiciones para
Transportistas y
Distribuidores
¿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 15
Productos
Servicios
conexos
Potencia
Derechos
Financieros de
Transmisión
Certificados
de Energía
Limpia
Energía
16
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
Fuente: Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC
3 Productos
17
Productos ofertados en Mercado
NO EXHAUSTIVO
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)
Fuente: Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC
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.
NO EXHAUSTIVO
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
QCELs 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
QCELs 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
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
Fuente: Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC
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
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) PML1 = $80 PML2 = $100 + $80 (Vende) - $100 (Compra)
Contrato (Transacción bilateral, CxD) Precio de Contrato = $90 + $10 (Recibe) - $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
Fuente: Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC
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)
ILUSTRATIVO
¿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
22
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
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
ión
de
l
me
rca
do
Ofertas para incrementar
generación o reducir demanda.
Asignación y despacho de
Unidades de Central Eléctrica
(UCE).
Asig
nació
n U
CE
ho
rizo
nte
exte
nd
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
sig
nació
n U
CE
en
el D
ía d
e A
dela
nto
(4)
Asig
nació
n S
up
lem
en
tari
a U
CE
(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
Fuente: Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC
4 Mercados Funcionamiento de
mercados en el MEM (1/2)
24
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 PA
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.
Fuente: Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC
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
NO EXHAUSTIVO
Fuente: Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC
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)
26
Fuente: Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC
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). Pa
rám
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y c
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dic
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s
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s
Me
rca
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pre
se
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n o
fert
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
nceo
de in
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NO EXHAUSTIVO
4 Mercados Mercado de Día Anterior y
de Tiempo Real (2/2)
27
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 22h 21h 20h 19h 18h 10h 9h 8h 24h 17h 23h
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) Precio de Contrato = $70 + $20 (Cobra) - $20 (Paga)
Precio de compraventa + $70 (Vende) - $70 (Compra)
Precio Mercado (Transacción de mercado) Precio de Mercado = $100 + $100 (Vende) - $100 (Compra)
Contrato de cobertura (CxD) Precio de Contrato = $70 - $30 (Paga) + $30 (Cobra)
Precio de compraventa + $70 (Vende) - $70 (Compra)
1
2
2
1 Precio de mercado
($/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
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
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
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]
Aju
ste
(M
X/M
Wh
)
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]
NO EXHAUSTIVO
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
Fuente: Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC
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
NO EXHAUSTIVO
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 Inicio en una sola etapa Hito
¿Qué apoyo damos a nuestros clientes para valorar en qué mercado invertir y cómo hacerlo?
PwC México trabajó con un importante grupo industrial en el desarrollo de su estrategia de posicionamiento a lo largo de la cadena de valor generación-suministro en el sector eléctrico, enfocando el análisis en los mercados de mayor competitividad y con mayor encaje con el perfil de inversión del grupo.
Una empresa de electricidad internacional solicitó apoyo a PwC México para el análisis de la competitividad de las licitaciones de ciclos combinados bajo esquema de Productor Independiente de Energía, con el fin de fortalecer su estrategia en las próximas licitaciones de la CFE.
PwC México trabajó con un desarrollador de plantas de cogeneración en el análisis de competitividad de sus plantas en el mercado de Usuarios Calificados y en el mercado spot, a fin de definir la estrategia de mayor valor para dicha empresa.
Un desarrollador confió en PwC para desarrollar análisis de precios nodales, así como ajustes regionales y horarios que servirán como insumo a su estrategia de preparación para los Subastas de Largo Plazo.
PwC México es la firma líder de asesoría en el
sector eléctrico, que conjuga experiencia probada
en estrategia, regulación, financiamiento e
impuestos
34
Datos de contacto
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Socio líder de Infraestructura & Energía - Advisory
+52 (55) 5263 6085
Eduardo Reyes
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+52 (55) 5263 8967
Guillermo Chávez
Gerente de Estrategia de Infraestructura & Energía - Advisory
+52 (55) 5263 5485
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