Resumen del anteproyecto de Bases del Mercado Eléctrico

Transcripción

1 Resumen del anteproyecto de Bases del Mercado Eléctrico Marzo de 2015 Marzo de 2015

2 Nota informativa al lector El presente documento ha sido elaborado como apoyo ilustrativo en la lectura y estudio del anteproyecto de Bases del Mercado Eléctrico enviadas a COFEMER el 24 de febrero del presente año. El informe no pretende ser exhaustivo, sino exponer algunos de los puntos principales establecidos en el anteproyecto 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. 2

3 Contenido Dónde estamos en el proceso de transformación del sector? Qué son las Reglas del Mercado? Cuáles son los principios rectores de las reglas? Qué norman las reglas en cuanto a productos y modalidades de mercado? Cuáles son los principales agentes sujetos a las reglas? Qué activos representan los participantes del mercado? y qué condiciones aplican a cada uno de ellos? Cómo funcionarán los mercados del MEM? Cuáles son los parámetros de las ofertas de inyección y retiro? Cómo se llevarán a cabo las transacciones? Cómo se modelarán las operaciones del mercado? Cómo se calculará el precio marginal local? Cuáles son los tipos de nodos? y cuáles son los tipos de vectores? Qué se establece en cuanto a los DFT, CELs, Subastas de Mediano y Largo Plazo y mercado de potencia? Cuáles son los tiempos de implementación? Cómo puede apoyar a su empresa? 3

4 Dónde estamos en el proceso de transformación del sector eléctrico? Posterior a la aprobación de la Ley de la Industria Eléctrica y su Reglamento son múltiples las acciones, reglas y normativas que deben de llevarse a cabo dentro del sector Parte fundamental de este proceso es la elaboración de las Reglas de Mercado, cuyo anteproyecto fue presentado en la Comisión Federal de Mejora Regulatoria (COFEMER) a finales de febrero Estamos aquí Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Mercado eléctrico CENACE Decreto Creación Modelos de contrato Primeras reglas del mercado Resolución Operación del mercado eléctrico Reglas Declaratorio Responsables: Transmisión y distribución Servicio universal Creación Fondo Tarifas reguladas Programa de desarrollo del SEN Programa Resolución SENER CRE CENACE Industria eléctrica Reglamento de la LIE (1) Importación temporal Reglamento Resolución Términos de separación Resolución CFE Reestructura de CFE Separación Legal Energías limpias Lineamientos energías limpias Solicitudes de interconexión Resolución Nuevos criterios Requisitos de CELs (2) Resolución Geotermia Ronda 0 Adjudicación CFE Subastas para suministro básico Licitaciones Operación (1) LIE: Ley de la Industria Eléctrica (2) CEL: Certificado de Energía Limpia Fuente: Adaptado del Calendario previsto por la SENER, 4

5 Reglas del Mercado Qué son las reglas de mercado eléctrico? 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 El documento presentado ante COFEMER corresponde a las Bases del Mercado (BdM), al que le han de seguir 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. 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. Cada capítulo de las Bases del Mercado se desarrollará en detalle en un Manual de Prácticas de Mercado (habrá tentativamente 10 manuales) 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: Anteproyecto de Bases del Mercado Eléctrico enviadas a COFEMER , Presentación Dr. César Hernández , 5

6 Cuáles son los principios rectores de las reglas? Las Bases del Mercado (BdM) son el cimiento del nuevo Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), las cuales se fundamentan en principios de eficiencia, competitividad y seguridad Se debe promover el desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional en condiciones de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad El MEM procurará en todo momento la igualdad de condiciones para todos los Participantes del Mercado Fuente: Anteproyecto de Bases del Mercado Eléctrico enviadas a COFEMER , 6

7 Qué norman las reglas en cuanto a productos y modalidades de mercado? Las BdM establecen los principios del diseño y operación del MEM y definen las reglas y procedimientos que sus Participantes realizarán para comercializar energía, servicios conexos, CELs, potencia, DFT, entre otros (1) en las diferentes modalidades. Plazos Modalidades de mercado Productos Energía Servicios conexos (3) Certificados de Energía Limpia (CELs) Potencia Derechos Financieros de Transmisión (DFT) Corto Plazo Desde 1hr Hasta 1 día antes Mercado de Tiempo Real (MTR) Mercado de Hora en Adelanto (2) MEM Mediano Plazo Desde 1 mes Hasta 3 años Mercado del Día en Adelanto (MDA) Subastas Largo Plazo Desde 3 años Hasta 10 años Asignaciones Fondeo (1) El CENACE incluirá en las liquidaciones de Servicios Fuera del Mercado los cargos y pagos por los siguientes servicios: i) Servicio de Transmisión; ii) Servicio de Distribución; iii) Operación del mercado y Servicio de Control del Sistema, iv) Servicios Conexos no incluidos en el Mercado (Reservas reactivas, Potencia Reactiva, y Servicio de arranque de emergencia). La CRE determinará las Tarifas Reguladas para todos los servicios fuera de mercado. (2) A partir de 2018 el MDA y MTR se complementarán por un Mercado de Hora en Adelanto. (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. Fuente: Anteproyecto de Bases del Mercado Eléctrico enviadas a COFEMER , Análisis 7

8 Cuáles son los principales agentes sujetos a las reglas? 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 Modalidades de participación en el mercado Los Distribuidores y Transportistas no son considerados PM y celebrarán convenios con el CENACE para establecer los derechos y obligaciones de cada parte. Comercializador Usuario Calificado Participante del Mercado Generador Suministrador PM que representan activos PM que no representan activos No son PM Participante de Mercado Contrato de PM Fuente: Anteproyecto de Bases del Mercado Eléctrico enviadas a COFEMER , 8

9 Qué activos representan los Participantes del Mercado? Los Participantes del Mercado representarán Centrales Eléctricas (CE) y/o Centros de Carga (CdC), según sea 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 Representación de activos de PM Participantes de Mercado Generadores Generadores de Intermediación Usuario Calificado Participante del Mercado Suministradores Comercializadores no Suministradores Representan Representan Centrales Eléctricas (CE) en el mercado. Representan en el mercado a las CE y Centros de Carga (CdC) incluidos en los Contratos de Interconexión Legados. Representa CdC en el mercado para consumo propio o para el consumo dentro de sus instalaciones. 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. Realizan transacciones en el Mercado sin representar activos físicos. (1) Los propietarios de Centrales Eléctricas y los Usuarios Calificados que no cumplan los requisitos para ser PM, únicamente podrán comprar y vender energía y productos asociados a través de un Suministrador. Fuente Anteproyecto de Bases del Mercado Eléctrico enviadas a COFEMER , Análisis 9

10 Intermitente Disponibilidad Firme Cómo se registrarán los generadores? 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 Estatus para registro de Centrales Eléctricas Geo 3 4 Solar sin capacidad de reducción - No despachable Cogeneración Eólica sin capacidad de reducción Termoeléctrica convencional Solar con capacidad de reducción Carbón Ciclo Combinado Eólica con capacidad de reducción Despachabilidad + Despachable Fuente: Anteproyecto de Bases del Mercado Eléctrico enviadas a COFEMER , Análisis 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). 10

11 Qué condiciones aplican a los contratos de interconexión legados que registren parte de su capacidad en el mercado? 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 Independiente a las Centrales Eléctricas y Centros de Carga Condiciones aplicables a Contratos de Interconexión Legados Permisos legados Contratos de Interconexión Legados (CIL) Autoabasto Cogeneración Pequeña producción Importación Exportación Usos Propios Continuos Contrato de Centrales Externas Legadas (CELeg) Productor Independiente de Energía (PIE) Condiciones El propietario de las Centrales debe registrar ante el CENACE la cantidad de capacidad que desee operar en modalidad de Generador (MW Generador ) MW registrados (1) = MW CIL + MW Generador Si MW PIE = MW CFE + MW Autoabasto Aplica cuando el PIE sobredimensionó la central para vender capacidad excedente a terceros Si se incluye parte de la capacidad en nuevos Permisos de Generación Tecnologías Fuentes renovables Cogeneración eficiente Fuentes convencionales Fuentes renovables o convencionales Asignación de energía MW CIL MW Generador La energía producida será automáticamente asignada entre los CIL y el Generador en todas las horas, en proporción a la capacidad registrada bajo cada esquema. 1 Sólo excedentes 2 El Generador podrá elegir el segmento de la curva de costos incrementales de la CE completa que se asignará a la porción de la central que se registre con el Generador (2) 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 CIL (3) (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. Fuente: Anteproyecto de Bases del Mercado Eléctrico enviadas a COFEMER , Análisis 11

12 Comercializador Qué condiciones aplican a los comercializadores? Los comercializadores, 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 MDA Transacciones virtuales (a partir de 2018) Energía 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. Se utiliza generalmente por los PM para cubrirse contra cambios en el Precio Marginal Local (2) entre el MDA y el MTR 1 Se toma posición de compra o venta en MDA Servicios Transacciones bilaterales financieras Energía Conexos 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. Transacciones financieras fijas en un NodoP (2), que se realizan en el MDA. MTR Venta Compra 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. No necesariamente está soportada por una Central Eléctrica. 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) (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 Fuente: Anteproyecto de Bases del Mercado Eléctrico enviadas a COFEMER , Análisis 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. 12

13 Qué condiciones aplican a los suministradores? 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) Reglas aplicables a Suministradores 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 (1) 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. Permiso (2) 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. Consideraciones 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. (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. Fuente: Anteproyecto de Bases del Mercado Eléctrico enviadas a COFEMER , Análisis 13

14 Qué condiciones aplican a los usuarios calificados? 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 Reglas aplicables a Usuarios Calificados (UC) 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. Usuarios Calificados 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. Consideraciones 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 Registro Público de Energía Eléctrica por la demanda a incluirse en el Suministro Básico. 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). Se suministre parcialmente mediante un Contrato de Interconexión Legado y parcialmente mediante el suministro básico. Todo el CdC podrá incluirse en el registro de 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. Fuente: LIE, Anteproyecto de Bases del Mercado Eléctrico enviadas a COFEMER , Análisis 14

15 Qué condiciones aplican a los transportistas y distribuidores? 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 Reglas aplicables a Transportistas y Distribuidores 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. Transportistas y Distribuidores deberán: Firmar convenios con CENACE para redes que correspondan al MEM. Determinar y reportar al CENACE las capacidades y límites operativos. Transportistas Distribuidores 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. (1) Los Suministradores deberán obtener permiso de la CRE para ofrecer el suministro eléctrico o representar a los Generadores Exentos Fuente: Anteproyecto de Bases del Mercado Eléctrico enviadas a COFEMER , Análisis 15

16 Función del mercado Cómo funcionarán los mercados del MEM? El MEM incluye las Subastas, el Mercado de Potencia, el Mercado del Día en Adelanto, el Mercado de Hora en Adelanto y el Mercado de Tiempo Real, que permitirán balancear las inyecciones y retiros en cada nodo, asegurando una adecuada disponibilidad de energía y reservas en el sistema Subastas (1) Satisfacer las necesidades de las Entidades Responsables de Carga (ERC) y facilitar la inversión de generadores. 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 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. Asignación UCE horizonte extendido (3) Asignación UCE en el Día de Adelanto (3) MDA Ofertas para incrementar generación o reducir demanda. Asignación y despacho de Unidades de Central Eléctrica (UCE). 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. Asignación Suplementaria UCE (3) MTR 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 año antes (Vigencia 1, 3 y 10 años (2) ) 1 año 7 días antes 24 horas antes de la entrega 1 hora antes de operación (1) Habrá tres tipos de Subastas: i) Subastas de Mediano Plazo para una Participación de Carga: 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. (2) 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. (3) 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. Fuente: Anteproyecto de Bases del Mercado Eléctrico enviadas a COFEMER , Análisis 16

17 Mercados en que presentan ofertas Parámetros y condiciones de las ofertas Balanceo de inyecciones y retiros en cada nodo y despacho económico Cuáles son los parámetros de las ofertas de inyección y retiro? 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 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). 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. MDA 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. MTR (1) Ver siguientes láminas para la descripción de los modelos, precio marginal local y nodos. (2) Aplicable a partir de Fuente: Anteproyecto de Bases del Mercado Eléctrico enviadas a COFEMER , Análisis. 17

18 Cómo se llevarán a cabo las transacciones? En una transacción tipo de energía, los Participante del Mercado tomarán una posición/adquiere un compromiso para retirar (Entidad Responsable de Carga) o entregar (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 P Nodo P Posición en MDA Asignación real de energía física Posición en MTR Generador > < Posición Corta (Venta) Posición Larga (Compra) Entidad Responsable de Carga > < Posición Corta (Venta) Posición Larga (Compra) Entrega energía física Retira energía física Venta de energía en mercado Compra de energía en mercado Fuente: Bases del Mercado Eléctrico, Análisis 18

19 Cómo se modelarán las operaciones del mercado? Las operaciones del mercado serán modeladas a través del Modelo de la Red Física, que representa los parámetros eléctricos y la topología de los elementos de la red; y del Modelo Comercial del Mercado, el cual ajustará el Modelo de la Red Física a las necesidades de asignación de unidades, despacho de generación y operación del mercado Los activos serán directamente o indirectamente modelados. Las Disposiciones Operativas del Mercado establecerán los criterios para determinar cuáles CE y CdC serán Indirectamente Modelados Modelos utilizados para representar las operaciones del mercado (1) Ver siguientes láminas para la descripción de los NodosP Agregados y Distribuidos. (2) Directamente Modelado: Central Eléctrica o Centro de Carga que se incluye individualmente en el MRF. Indirectamente Modelado: Son las Centrales Eléctricas de generación y Centros de Carga que no se representan explícitamente en el MCM pero que sí se definen en el MCF. Fuente: Anteproyecto de Bases del Mercado Eléctrico enviadas a COFEMER , Análisis. 19

20 Cómo se calculará el precio marginal local? El algoritmo para el despacho económico calculará el precio marginal de la energía en cada NodoP, el cual tendrá tres componentes: i) Componente de Energía Marginal; ii) Componente de Congestión Marginal, y iii) Componente de Pérdidas Marginales Componentes del Precio Marginal Local y parámetros de su cálculo P Precio Marginal Local en Nodo P Energía Marginal Congestión Marginal Pérdidas Marginales Energía Servicios Conexos El cálculo del Precio Marginal Local deberá incluir a todas las Unidades de Central Eléctrica despachables, incluyendo aquellas que deben ser despachadas manualmente (sin capacidad de Control Automático de Generación). El algoritmo para el despacho económico calculará el precio marginal de las reservas de regulación, reservas rodantes, reservas operativas totales y reservas suplementarias en cada región de reservas. Los Precios Marginales Locales y los precios de mercado para reservas y regulación se calcularán en cada NodoP; algunos de estos nodos pueden ser definidos como parte del sistema de distribución para efectos operativos y de contabilidad. P PML en MDA P PML en MTR Precio que resulta del programa de despacho en Tiempo Real. = (1) < Precio tope Durante 2016 y 2017 el precio tope se fijará en el costo de producción de la Unidad de Central Eléctrica de mayor costo en el Sistema Eléctrico correspondiente. A partir de enero 2018, dicho costo de producción se multiplicará por un factor de 110%, incrementándose a 120% en febrero 2018 y por 10% adicional en cada mes, sin que el precio tope rebase el valor de demanda no suministrada. (1) Los precios marginales del Mercado del Día en Adelanto y el Mercado de Tiempo Real serán el menor entre el precio que resulta del programa de despacho en Tiempo Real y un precio tope. Fuente: Anteproyecto de Bases del Mercado Eléctrico enviadas a COFEMER , Análisis. 20

21 Cuáles son los tipos de nodos? Existen tres tipos de nodos para modelar las operaciones: NodoC de conectividad, NodoF de facturación o punto de interconexión y NodoP de precios MRF La inyección de energía de CE Directamente Modeladas, se representan en el MRF en el NodoC correspondiente, tomando en cuenta cualquier pérdida en la red entre el punto de interconexión y el NodoC. C Nodo C F Nodo F C F C El retiro de energía de CdC Directamente Modelados es representado en el MRF en el NodoC correspondiente, teniendo en cuenta cualquier pérdida en la red entre el punto de interconexión y el NodoC. Los Nodos de Conectividad (NodoC) componen el MRF y representan las secciones que conectan los interruptores y cuchillas con los elementos de la red (generadores, transformadores, líneas de transmisión, reactores, capacitores y compensadores estáticos de potencia reactiva) con otras barras físicas. Centrales Eléctricas y Centros de Carga Directamente Modelados. En un mismo NodoC puede conectarse más de un equipo diferente. Nodos de Facturación (NodoF) representan el punto físico de interconexión de cada Central Eléctrica de generación y Centro de Carga al SEN. Se requiere de la instalación de esquemas de medición conforme a los requerimientos del CENACE para conectarse a un NodoF. C C F MCM P = C1 + C2 Nodo P Elemental P A = P1 + P2 Nodo P Agregado Un nodo de fijación de precios (NodoP) es un solo NodoC o un conjunto de NodosC en donde se modela una inyección o un retiro físico y para el cual un Precio Marginal Local es utilizado para liquidaciones financieras en el MEM. El NodoP Elemental corresponde a un bus de red específico en el MCM. NodoP Agregado: Vector de factores de ponderación (que suman a 1), que puede ser multiplicado por una cantidad, 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 (por ejemplo, para representar la mezcla de las inyecciones de diferentes unidades de una central de ciclo combinado). NodoP Distribuido: Vector de factores de ponderación (que suman a 1), que puede ser multiplicado por una cantidad con el propósito de representar la distribución media ponderada de inyecciones o retiros entre diferentes NodosP Elementales a partir de instalaciones Indirectamente Modeladas (por ejemplo, para representar la mezcla de puntos de retiro utilizados por los Centros de Carga Indirectamente Modelados en una zona). Fuente: Anteproyecto de Bases del Mercado Eléctrico enviadas a COFEMER , Análisis. 21 MCF P D = P1 + P2 Nodo P Distribuido

22 Cuáles son los tipos de vectores? Los NodoP Agregado y NodoP Distribuido son vectores de factores de ponderación que se utilizan para representar la distribución media ponderada de inyecciones o retiros entre diferentes NodosP Elementales. Estos NodosP se definen a partir de los vectores de distribución de carga y de generación Tipos de vectores a los que se hace referencia en las Bases del Mercado n Σ i=1 Xi = 1 donde [ X1 X2 X3... Xn] es un vector de factores de ponderación Representa P A Nodo P Agregado Representa la distribución media ponderada de inyecciones o retiros entre diferentes NodosP Elementales a partir de una instalación directamente modelada en el MRF P D Nodo P Distribuido Representa la distribución media ponderada de inyecciones o retiros entre diferentes NodosP Elementales a partir de instalaciones Indirectamente Modeladas Vector de Distribución de Carga (1) Utilizado para definir un NodoP Agregado o NodoP Distribuido que representa retiros para suministrar los Centros de Carga Indirectamente Modelados en una zona determinada. Vector de Distribución de Generación (2) Utilizado para definir un NodoP Agregado que representa las inyecciones de una Central Eléctrica. (1) Los vectores de distribución de carga reflejan la distribución promedio de carga en cada zona de carga por NodoP, con excepción de los Centros de Carga Directamente Modelados. Los Vectores de Distribución de Carga serán calculados por el CENACE. Los Vectores de Distribución de Carga también incluyen las pérdidas de energía entre los Centros de Carga Indirectamente Modelados y los NodosP, de tal manera que la carga reportada en estos Centros de Carga multiplicada por los Vectores de Distribución de Carga da como resultado los retiros esperados de energía de los NodosP para esos Centros de Carga. (2) Las Centrales Eléctricas Agregadas utilizan un solo NodoP para propósitos de modelado y liquidación, aun cuando la Central tenga múltiples unidades interconectadas en diferentes NodosC. Si las características del sistema no permiten la sustitución de un solo NodoP para los múltiples NodosC asociados con la Central (por ejemplo, si las Unidades de Central Eléctrica están conectadas en diferentes niveles de tensión), el CENACE calculará un Vector de Distribución de la Generación basado en el desempeño histórico de las diferentes unidades. La Central Eléctrica presentará ofertas para una sola Central en un NodoP Agregado. El CENACE utilizará el Vector de Distribución de Generación para representar esa oferta en los NodosP del Modelo Comercial de Mercado. 22 Fuente: Anteproyecto de Bases del Mercado Eléctrico enviadas a COFEMER BORRADOR , PARA Análisis DISCUSIÓN

23 Qué se establece en cuanto a los DFT y mercado de potencia? Las bases del mercado establecen los Derechos Financieros de Transmisión, un mercado de Potencia, un mercado de CEL, así como subastas de medio plazo para energía y de largo para Potencia, Energía limpia y CEL (1/2) Derechos Financieros de Transmisión DFT Qué son? 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. Tipos de DFT Legados (a titulares de contratos de interconexión legados y a suministradores básicos), Subastados (capacidad de transmisión restante tras lo legado) y Bilaterales. Mercado de Potencia Qué es? El requerimiento de Potencia es una herramienta de Confiabilidad que tiene como objetivo cumplir requisitos mínimos de planificación de reservas. Requerimientos de potencia La CRE establece 2 requerimientos: de potencia a los suministradores y usuarios calificados, y de potencia a futuro a los suministradores. Éstos últimos pueden cumplir su obligación mediante bilaterales o en las subastas de suministro básico. Potencia Determinación del precio El CENACE determinará el precio de cierre del mercado de potencia calculando el punto de intersección entre las ofertas recibidas de los Generadores y la curva de demanda. Bilaterales Los Participantes del Mercado podrán realizar contratos bilaterales para la compraventa de Potencia. Una Entidad Responsable de Carga puede comprar Potencia mediante bilaterales antes de la realización del mercado de Potencia y posteriormente utilizarla para satisfacer sus obligaciones de Potencia. 23

24 Qué se establece en cuanto a los CELs, Subastas de Mediano y Largo Plazo? Las bases del mercado establecen los Derechos Financieros de Transmisión, un mercado de Potencia, un mercado de CEL, así como subastas de medio plazo para energía y de largo para Potencia, Energía limpia y CEL (2/2) Mercado de Certificados de Energías Limpias CELs Características El mercado permitirá la compraventa de un solo tipo de CEL. El CENACE operará un mercado spot con una frecuencia que corresponde a los periodos que establezca la CRE para el cálculo de los CEL a otorgarse y de las obligaciones respectivas. Condiciones Se permitirán ofertas de compra y venta a cualquier precio, y diferentes ofertas para diferentes bloques del CEL. Cualquier persona puede comprar y vender CEL a través de bilaterales o a través de subastas para el servicio básico. Subastas de Mediano y Largo Plazo Subastas Objetivo El CENACE realizará subastas competitivas para permitir a los Suministradores Básicos la contratación de los requerimientos de Cobertura establecidos por la CRE de sus Usuarios de Servicio Básico. Otras ERC pueden participar en las Subastas como compradores, y únicamente los Generadores podrán participar como vendedores. M/P: para una Participación de Carga Su propósito es garantizar que, antes del Mercado del Día en Adelanto, los Suministradores Básicos tengan una posición neta esperada cerca de cero (ni comprador ni vendedor) a fin de reducir su exposición a los precios del mercado spot. Participantes Podrán participar 4 tipos de ERC: Suministrador básico, calificado, de último recurso y usuario calificado participante del mercado. La CRE establecerá requisitos para todos los Suministradores para celebrar Contratos de Cobertura Eléctrica que les permitan cubrir sus necesidades esperadas, cubriendo energía, potencia y CEL. L/P: para Potencia, energía limpia y CEL Su propósito es garantizar una fuente estable de pagos que cubrirán los costos fijos de inversión de nuevas plantas eléctricas, a fin de reducir el riesgo de las nuevas inversiones, a la vez que el costo de cumplimiento de los requisitos de CEL se estabilice para los PM que celebren los contratos resultantes. 24

25 Cuáles son los tiempos de implementación? 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) MDA Pruebas Operación Operación MTR Pruebas Operación Operación Asignación de DFT Asignación Subastas de DFT Pruebas Operación Operación Mercado de Potencia Pruebas Operación Operación Mercado de CELs (2) Pruebas y Operación Subastas MP (Energía) Pruebas Operación Subastas LP (Potencia, Energía Limpia y CELs) Pruebas Operación Inician contratos de 2015 Primera etapa Segunda etapa (1) Los calendarios previstos se podrán modificar a fin de asegurar el desarrollo completo de las reglas y de los sistemas requeridos para su ejecución confiable y eficiente (2) Las pruebas y operación del mercado de CELs se determinarán en función de los periodos que establezca la CRE para el cálculo de los CELs a otorgarse y de las obligaciones respectivas Fuente: Anteproyecto de Bases del Mercado Eléctrico enviadas a COFEMER , Análisis. 25

26 Cómo puede apoyar a su empresa? cuenta con servicios a lo largo de la cadena de valor del sector eléctrico, con capacidades probadas con éxito en el mercado México Servicios Apoyo en la elaboración de estrategias para el impulso del sector junto con la administración pública y asociaciones sectoriales. Análisis de tarifas eléctricas y costos marginales de generación. Resultados Elaboración de estrategias de impulso a las energías renovables con la Secretaría de Energía, distintos gobiernos estatales, la Asociación Mexicana de Energía Eólica, entre otras. Modelización de precios de la electricidad para entidades financieras y desarrolladores considerando perfiles de generación de las centrales específicas. Modelización y estructuración financiera y fiscal de centrales de generación. Análisis de la regulación y de apoyo en el diseño de estrategias de entrada/expansión en el sector eléctrico. Asesoramiento en la compra/venta de activos de generación. Participación en la estructuración financiera-fiscal y/o revisión de modelos financieros de más de 1,500 MW de capacidad de generación de múltiples tecnologías. Asesoramiento a Utilities de Estados Unidos, Conglomerados asiáticos, desarrolladores europeos y grandes grupos industriales mexicanos en sus planes de negocio en el sector eléctrico. Elaboración de Due Diligence Comerciales, Financieras y Fiscales para activos de generación. Apoyo en la búsqueda de capital y financiamiento para proyectos en desarrollo. 26

27 Datos de contacto Francisco Ibáñez Socio líder de Proyectos de Capital e Infraestructura francisco.ibanez@mx.pwc.com +52 (55) Eduardo Reyes Director de Estrategia de Infraestructura & Energía eduardo.reyes.bravo@mx.pwc.com +52 (55) David Rodríguez Gerente, Estrategia & Operaciones España david.rodriguez.villanueva@es.pwc.com 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 PricewaterhouseCoopers, S.C. Todos los derechos reservados. Prohibida su redistribución sin la autorización de. se refiere a la firma miembro en México y algunas veces se puede referir a la red de. Cada firma miembro es una entidad legal independiente. Para obtener información adicional, favor de consultar: 27