Oportunidades de entrada al mercado eléctrico

Transcripción

1 Oportunidades de entrada al mercado eléctrico Junio 2016

2 Contenido 1 Introducción y esquema general 2 Participantes del mercado 3 Productos ofrecidos en mercado 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 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. 2

3 Introducción y esquema general 3

4 Inversión a partir de 2016 (Millones USD) 1 Introducción y esquema general Eficiencia energética En México se planean inversiones importantes en proyectos de cogeneración eficiente, generación solar distribuida, almacenamiento y reducción de pérdidas Oportunidades de inversión en eficiencia energética 8,000 7,500 7,000 6,500 6,000 5,500 5,000 4,500 4,000 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1, Solar distribuida(2) Almacenamiento (3) Reducción de pérdidas (4) Cogeneración Eficiente (1) Número de proyectos (1) Información del PRODESEN , tipo de cambio $17.06 MXN/US (2) Información de CFE (3) Información del PRODESEN , banco de baterías 10 MW Baja California Sur (4) 20,576 millones de MXN del 2016 a 2030 en la instalación de ~ 5.4 millones de medidores inteligentes AMI 4

5 1 Introducción y esquema general Solar Distribuida Del 2007 al 2015, se ha incrementado en un 275% las adiciones de capacidad para generación distribuida, siendo la solar FV de mediana escala (<500 kw) la de mayor crecimiento del 2014 al 2015 con un 113.6%, sin embargo la solar FV pequeña escala (<30 kw) sigue siendo la de mayor capacidad Evolución de la capacidad de generación distribuida y desglose de la capacidad por tecnología en 2015 (kw) 117,560 CAGR % +275% 61,896 29, % 14, , Otros Biogás de mediana escala (<500 kw) Solar FV mediana escala (<500 kw) Solar FV pequeña escala (<30 kw) Fuente: SENER, CRE, CFE 5

6 1 Introducción y esquema general Solar Distribuida La Prospectiva de la SENER prevé que en los próximos años la capacidad instalada de generación solar distribuida aumente a c.390 MW en 2020, lo que representará entre US$ 440 y 640 millones de inversión (1) Contratos de Interconexión por rangos de capacidad instalada, dic 2015 (kw) Capacidad (kw) 30,000 25, kw 20,000 15, kw kw 10,000 5, kw kw kw kw ,450 (1) Considerando un CAPEX de 4.76 US$/W para instalaciones inferiores a 2kW y de 3.29 para instalaciones superiores a 250 kw y menores a 500 kw Fuente: NREL Sunshot, SENER, Análisis PwC Contrato 6

7 1 Introducción y esquema general Solar Distribuida Para el 2022, se estiman ~286 mil contratos de interconexión con un total de 2 GW de capacidad Contratos de interconexión y capacidad instalada ,000 Contratos Capacidad (MW) 3, , , , ,000 50,000 3,000 2,500 2,000 1,500 1, Fuente: CRE, CFE Contratos Capacidad 7

8 1 Introducción y esquema general Cogeneración eficiente Tabasco y Chihuahua, serán los estados con mayor capacidad adicional en cogeneración eficiente con 960 MW y 958 MW respectivamente Habrá un crecimiento del 15% en cogeneración eficiente del 2016 al 2030 Mapa de la capacidad adicional en centrales y evolución de la capacidad instalada de cogeneración eficiente MW 1 proyecto 30 MW 1 proyecto 958 MW 1 proyecto 61 MW 2 proyectos 380 MW 1 proyecto 700 MW 1 proyecto 28 MW 1 proyecto 378 MW 2 proyectos 750 MW 1 proyecto 712 MW 3 proyectos 739 MW 4 proyectos 8 MW 1 proyecto 3 MW 1 proyecto 515 MW 1 proyecto 800 MW 1 proyecto 960 MW 3 proyectos +15% Fuente: PRODESEN Nota: La evolución de la capacidad instalada podría variar con el total de la capacidad adicional por estado debido a que la evolución incluye la adición y retiro de capacidad y los totales pueden no coincidir por redondeo GW

9 1 Introducción y esquema general Reducción de pérdidas Para el periodo se espera una inversión de ~20.5 mil millones de pesos en instalación de medidores AMI, con aproximadamente 5.4 millones de medidores para instalar. En los siguientes 4 años se busca instalar medidores principalmente en la zona del Valle de México para la reducción de pérdidas no técnicas Evolución de la instalación de medidores AMI 1 para reducción de pérdidas (#) 468, , , , ,001 90,917 87,808 85,320 74,449 63,738 56,071 54,126 51,446 50,914 48,834 47,711 Valle de México Centro Noroeste Baja California Golfo Norte Bajío Norte PeninsularCentro Centro OccidenteOriente Golfo Centro Oriente Sureste Valle de México Norte Centro Sur Valle de México Sur Jalisco Medidores AMI Fuente: CRE, CFE (1) Advanced Metering Infrastructure. Se estima que se invertirán 6,082 millones de pesos del 2016 al

10 1 Introducción y esquema general Demanda histórica y prospectiva en el sector eléctrico Bajo el escenario de planeación del PRODESEN (1), se espera que la demanda de electricidad en México crezca a un ritmo medio anual de 3.5% en los próximos años, alcanzando una demanda total de ~530 TWh en 2030 El escenario bajista considera un crecimiento del 2.8% anual Evolución de la demanda de electricidad por sector en México, (TWh), % 3.5% Exportación Uso propio Autoabasto Pérdidas Servicio Público Agricultura Comercial Residencial Industrial X% Tasa Media de Crecimiento Anual (1)PRODESEN: Programa de Desarrollo del Sector Eléctrico Nacional Fuente: SIE, PRODESEN , Análisis PwC 10

11 1 Introducción y esquema general Adiciones de capacidad prospectivas en el sector eléctrico Para cubrir la demanda, se adicionarán 33 GW de tecnologías limpias(1) (3 veces la capacidad actual instalada) entre 2015 y 2029, las tecnologías eólica y cogeneración eficiente representan el 60% del total Adiciones anuales de capacidad en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), (GW), El PRODESEN es un programa indicativo. La realidad se verá reflejada según se vayan dando las subastas, los contratos bilaterales y los proyectos de CFE Adiciones (GW) Solar Nucleoeléctrica Hidroeléctrica Geotérmica Eólica Cogeneración Eficiente Bioenergía TMCA ( ) 25% 9% 2% 11% 13% 4% 3% Capacidad (GW ) (1) La reglamentación mexicana incluye, dentro de tecnologías limpias, la energía nuclear, biomasa y cogeneración eficiente. Fuente: PRODESEN , SENER, Análisis PwC 11

12 1 Introducción y esquema general Cumplimiento de metas bajo escenario PRODESEN Este ritmo de instalación permitiría cumplir con las necesidades de energía mediante una combinación balanceada de energías convencionales y limpias así como alcanzar las metas de energías limpias establecidas para 2024 Este impulso implicaría la mitigación de ~46 MtCO2 al final de la próxima década Incremento en generación y metas nacionales de generación limpia (2) (TWh), Metas (1) 25% 35% % % 35% 20% 80% 72% 65% 63% Limpias Convencionales Meta a 2018 establecida en PEAER (Programa Especial de Aprovechamiento de Energías Renovables) y a 2024 mandatada en la LGCC (Ley General de Cambio Climático) Factor de planta de cogeneración eficiente obtenido del PEAER (0.8). Factores de planta de renovables calculados a partir de los valores de energía y capacidad en 2014 que aparecen en el PRODESEN (solar 0.17, eólica 0.36, hidro. 0.36, geotérmica 0.84, nucleoeléctrica 0.79, bioenergía 0.32). Existen factores de planta mayores para solar y eólica registrados ante la CRE, ver p.15 Fuente: PEAER 2014, 2018, PRODESEN , Análisis PwC 12

13 Participantes Generador Comercializador T&D Comercializador Suministrador Usuario Calificado PM Usuarios Finales 13

14 Reglas del Mercado 2 Participantes de Mercado Tipos de Participantes Las Reglas del Mercado se estructuran con prelación jerárquica. A las Bases del Mercado le seguirá la publicación de disposiciones operativas Bases del Mercado Establecen los principios para el diseño y operación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) a que se refiere la Ley. Siguiente paso 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 14

15 2 Participantes de Mercado Tipos de Participantes 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 NO EXHAUSTIVO 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: Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC 15

16 2 Participantes de Mercado Activos representados 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 Representación de activos de PM NO EXHAUSTIVO 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 con los requisitos para ser PM, únicamente podrán comprar y vender energía y productos asociados a través de un Suministrador Fuente: Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC 16

17 Serivicio Calificado Servicio Último Recurso Servicio Básico 2 Tarifas reguladas Se establecerán tarifas reguladas transitorias ( ) para el SSB, SUR, así como tarifas de porteo relevantes para el suministro calificado Cálculo de tarifas de la CRE Tarifas aplicables del Tarifa CRE Funcionalización Subsidio Margen comercial Estimado CRE Costos (Ingreso requerido) Personal Comercialización 1 Distribución 1 Tarifa de Suministro Básico (Usuario) Distribución Transmisión Generación Tarifas reguladas Contratos de cobertura centrales legadas Energéticos Costos de capital y otros gastos Ajuste por inflación, tipo de cambio y revisión salarial Transmisión 1 Generación 1 Tarifa Máxima de Suministro de Último Recurso Tarifa CRE Margen comercial Distribución Transmisión Generación Estimado CRE Tarifas reguladas Precios de Energía más Servicios Auxiliares de Mercado Tarifa de transmisión de energía eléctrica (Pesos / kwh) Estados financieros auditados 2014 Proyección inercial 2016 Nivel de tensión Generación Consumidores > 220 kv < 220 kv PwC (1) Incluye cuotas del CENACE 17

18 Productos Energía Potencia Certificados de Energía Limpia Servicios conexos Derechos Financieros de Transmisión 18

19 3 Productos Objetivos Los productos que se comercializarán en los diferentes mercados cumplen con distintos objetivos cuáles son? Matriz ilustrativa de los objetivos de los productos Producto Mercado Spot Subastas Bilateral Periodicidad Objetivo Energía 3 años 15 años Diario, Horario El objetivo de este producto es que en cada momento operen las plantas más baratas para lograr cubrir la demanda de electricidad Potencia 3 años 15 años Anual Contar con suficientes plantas eléctricas disponibles para poder enfrentar las horas de demanda pico Certificados de Energía Limpia 20 años Según requerimientos CRE (Anual) Garantizar un mínimo de generación con energías limpias a través del establecimiento de requerimientos de cumplimiento de tenencia de CELs para los representantes de Centros de Carga Servicios conexos Diario, Horario 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. Derechos Financieros de Transmisión Anual (mensual en segunda etapa) Dan certeza a los consumidores y generadores de poder vender y comprar energía eléctrica a un precio fijo en un punto en la red Periodicidad Diario, Horario Anual NA Fuente: Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC 19

20 3 Productos Potencia A fin de garantizar la instalación de la capacidad de generación suficiente para mantener la confiabilidad del sistema, las ERC estarán obligadas a adquirir Potencia Potencia NO EXHAUSTIVO 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. Zonas de Potencia Disponibilidad de producción física P1 P2 P3 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 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) 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. (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. Fuente: Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC 20

21 3 Productos CELs Los cuales podrán ser adquiridos en el Mercado de CELs de corto plazo, mediante transacciones bilaterales o a través de Subastas de Largo Plazo NO EXHAUSTIVO CELs 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 Participantes Obligados Condiciones Oferta y Demanda Condiciones Tenedores de CELs Suministradores Usuarios Calificados Participantes del Mercado Usuarios Finales con abasto aislado De Servicios Básicos De Servicios Calificados De Último Recurso Demanda > 3MW (Ago14) Demanda > 2MW (Ago15) Demanda > 1MW (Ago16) 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 Q CELs DEMANDA = 5.0% en 2018 (2) x Electricidad consumida por participantes obligados Q CELs OFERTA 1 CEL / MWh de EERR % CEL / MWh de No EERR 1 CEL / MWh de EERR % (1) CEL / MWh de No EERR Renovables: Hidroeléctrica Eólica Geotérmica Solar Limpias No renovables: Nucleoeléctrica Bioenergía Cogeneración eficiente CIL que migren al nuevo esquema Contratos de Interconexión Legados Cuando no produzcan energía eléctrica a partir de energías limpia suficiente para cubrir la totalidad del consumo CELs correspondientes a la energía en exceso 1 CEL/1 MWh % Energía Entregada CIL con aumento en producción Generación Limpia Distribuida (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 Fuente: Ley de la Industria Eléctrica, requerimiento de CELs, Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC 21

22 3 Productos Servicios conexos Los Servicios Conexos del MEM buscan garantizar la confiabilidad del SEN y pueden o no estar incluidos en el mercado NO EXHAUSTIVO Servicios Conexos Servicios vinculados a la operación del Sistema Eléctrico Nacional y que son necesarios para garantizar su Calidad, Confiabilidad, Continuidad y seguridad Incluidos en el mercado Reservas de Regulación Reservas Rodantes Reservas Operativas Reservas Suplementarias Servicios Conexos El CENACE calcula los requerimientos de Servicios Conexos del mercado así como la porción que cada participante del mercado está obligado a obtener. No Incluidos en el mercado 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. 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 Fuente: Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC 22

23 3 Productos DFTs En caso de que la generación y consumo se encuentren en diferentes nodos, las diferencias de congestión en la red deberán integrarse a través de los DFTs Ejemplo ilustrativo de pagos y cobros bilaterales vs. el balanceo por diferencias en el MEM incluyendo DFTs (1) ILUSTRATIVO DFT 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. Cuando el Suministrador del CdC en el nodo PML 2 ha adquirido un DFT (1), recibe del administrador del sistema el pago equivalente al costo de congestión, representado por (PML 2 PML 1 ) Generación Suministro, CdC PML (Transacción de mercado) + $80 (Vende) PML 1 = $80 PML 2 = $100 - $100 (Compra) DFT (Pago del Administrador del Sistema) P1 P2 + $20 (Recibe) Contrato (Transacción bilateral, CxD) + $10 (Recibe) Precio de Contrato = $90 - $10 (Paga) Precio de compraventa + $90 (Vende) - $90 (Compra) (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. Fuente: Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC 23

24 3 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 NO EXHAUSTIVO Hitos clave Estamos aquí Manuales de Mercado (1er grupo) Mercado Spot MDA, MTR(1ª etapa) MHA(en 2ª etapa) Pruebas Operativas Operación Operación (1) Manuales de Mercado (2do grupo) Primeras subastas LP (Potencia, Energía Limpia y CELs) Publicación de bases de licitación Adjudicación 2016 Q1 Inicio de operaciones DFT (Asignación y Subastas) Asignación Operación Pruebas Operación Mercado para el Balance de Potencia Pruebas Operación Subastas de Mediano Plazo Publicación de bases de licitación Mercado de CELs (2) Pruebas y Operación Primera etapa Segunda etapa Inicio en una sola etapa Consulta Publicación Hito (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. 24

25 Datos de contacto Guillermo Chávez Gerente de Estrategia de Infraestructura & Energía +52 (55) 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 PwC. PwC se refiere a la firma miembro en México y algunas veces se puede referir a la red de PwC. Cada firma miembro es una entidad legal independiente. Para obtener información adicional, favor de consultar: 25