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

Transcripción

1 INTRODUCCIÓN Y CONTEXTO AL MERCADO ELÉCTRICO EN MÉXICO FISTERRA/EKTRIA SEMINARIO DE GESTIÓN DEL RIESGO EN EL MERCADO ELÉCTRICO 3 MAYO 2017

2 Incentivos INCENTIVOS VERSUS RIESGOS Mercado con Coberturas Mercado Spot Monopolio Regulado Riesgo

3 REESTRUCTURA DE LA INDUSTRIA Generación Control Operativo y Mercado Eléctrico Suministro Consumo Transacciones de Corto Plazo Suministro Calificado Subsidiaria A Usuarios Calificados Subsidiaria B Mercado Spot Usuarios de Suministro Básico Subsidiaria C Privados Contratos de Largo Plazo Subastas Suministro Básico Y Contratos Y Contratos Transmisión Distribución 3

4 Vertientes de la Reforma COMPONENTES DEL MERCADO ELÉCTRICO Producto MEM Bilateral Energía Servicios Conexos (Reservas Operativas, Reservas Rodantes) Potencia Certificados de Energías Limpias Derechos Financieros de Transmisión Contratos de Cobertura Bilaterales - Energía, Servicios Conexos - Potencia - Certificados de Energías Limpias - Derechos Fin. de Transmisión Contratos de Cobertura por Subasta - Energía - Potencia - Certificados de Energías Limpias 4

5 Precio (USD/MWh) Precio (USD/MWh) Precio (USD/MWh) Precio (USD/MWh) Precio (USD/MWh) Precio (USD/MWh) Precio (USD/MWh) Precio (USD/MWh) Oferta MERCADO DE DÍA EN ADELANTO Y TIEMPO REAL: PRECIOS MARGINALES = Cantidad (MWh) Cantidad (MWh) Cantidad (MWh) Cantidad (MWh) Demanda Equilibrio = Cantidad (MWh) Cantidad (MWh) Cantidad (MWh) Cantidad (MWh) 5

6 MERCADO DE DÍA EN ADELANTO Y TIEMPO REAL: Demanda y despacho de unidades por hora. DESPACHO ECONÓMICO Costo Marginal de Energía Combustión Interna y Turbogás en el margen Ciclo Combinado en el margen 6

7 MERCADO DE DÍA EN ADELANTO Y TIEMPO REAL: PRECIOS NODALES Y MARGINALES Se envían señales correctas sobre la ubicación de generación y reducción de demanda. 7

8 OPERACIÓN DEL MERCADO DE CORTO PLAZO Hora Terminada 17 Hora Terminada 24

9 Precio (USD/MWh) Precio (USD/MWh) MERCADO DE DOS LIQUIDACIONES Día en Adelanto Tiempo Real Incremento de Demanda $57 / MWh Cantidad (MWh) $62 / MWh Cantidad (MWh) Solo las diferencias del programa original se atienden en tiempo real El mercado del Día en Adelanto reduce la posibilidad de ejercer poder de mercado, y permite un despacho más eficiente

10 MERCADO DE CORTO PLAZO: RIESGOS Y COBERTURAS Causas Precios de combustibles Resultado Mecanismos de Cobertura Demanda del sistema Disponibilidad de generación Sorpresas de demanda y disponibilidad generación Demanda y disponibilidad regional Congestión de transmisión Restricciones de transporte de combustible Precios en General Diferencias de Precio Día en Adelanto vs. Tiempo Real Diferencias de Precio por Nodo Contratos Bilaterales Derechos Financieros de Transmisión

11 Objetivos Dar los ingresos adicionales que las fuentes limpias necesiten para competir con fuentes convencionales. Minimizar los costos de las energías limpias. Seleccionar los ganadores por competencia en el mercado, no por la administración de las autoridades. CERTIFICADOS DE ENERGÍAS LIMPIAS Mercados de CELs Mercado spot de CELs. Subastas de Largo Plazo. Negociaciones bilaterales. 11

12 DEMANDA PARA CELS Año Meta LTE Requisito CELs % 5% % % % 10.9% % Por anunciarse marzo % Por anunciarse marzo 2021 CELs por Año 12 millones (aprox) 14 millones (aprox) 21 millones (aprox) 33 millones (aprox) 45 millones (aprox) Factores que impactan en demanda para CELs Ajustes a los requisitos de CELs Crecimiento del consumo eléctrico Conversión de contratos de interconexión legados. 12

13 PRIMERA SUBASTA: PML ESPERADOS En la primera subasta, se favorecieron Yucatán y Baja California Sur, que usan la generación más cara. Fuente: Precios Marginales Locales , SENER 13

14 SEGUNDA SUBASTA: PML ESPERADOS Para la segunda subasta, se espera resolver la escasez de energía en Yucatán. Fuente: Precios Marginales Locales , SENER 14

15 INGRESO REQUERIDO POR CELS 15

16 $/CEL $/CEL Sin almacenamiento de CELs o diferimiento de obligaciones, el precio alternaría entre cero y el valor de la multa MERCADO SPOT DE CELS Y MECANISMOS DE ELASTICIDAD Mercado de CEL sin Almacenamiento Demanda está fija en el monto de requisitos, hasta la multa. Oferta es inelástica en el monto producido CELs Los lineamientos de CELs permiten almacenamiento y diferimiento de hasta el 25% de obligaciones La LTE establece casos en que se permite diferir el 50%. La elasticidad garantiza estabilidad de precios Mercado de CEL con Almacenamiento ERC pueden diferir la compra del 25% de sus requisitos; tendrán elasticidad con base en sus expectativas de precios futuros. Generadores ofrecerán CEL con base en expectativas de precios futuros CELs 16

17 CERTIFICADOS DE ENERGÍAS LIMPIAS: RIESGOS Y COBERTURAS Causas Mejoras tecnológicas (o no) Agotamiento sitios de fácil construcción/interconexión Tasas de interés / riesgo país Precios de combustibles Disponibilidad de combustibles Sobre o sub-inversión en centrales relativo a demanda Requisitos CELs fijados por SENER Magnitud de multas fijadas por CRE Política de diferimiento de obligaciones Retrasos de construcción de Centrales Limpias Conversión de Centrales Limpias del viejo régimen Resultado Costos de nuevas Centrales Limpias Ingresos por energía, Centrales Limpias Demanda CELs Oferta CELs Mecanismos de Cobertura Contratos Bilaterales

18 MW POTENCIA Los últimos 3000 MW operan en menos de 100 horas del año Turbogás Eólica Solar Ciclo Combinado Combustión Interna Termoeléctrica Hidroeléctrica Geotermoeléctrica Carboeléctrica Nuclear Horas

19 Horas / Año Horas / Año MARGEN DE RESERVA ÓPTIMO Demanda Capacidad 16% GW Demanda Capacidad-Falla probabilidad de cortes GW

20 Vertientes de la Reforma DEFINICIÓN Y OBJETIVOS DE LA POTENCIA Definición de Potencia El compromiso de mantener capacidad de generación y ofrecerla al Mercado de Corto Plazo Objetivos En General Mercado de Desbalance Contratos de Largo Plazo Pagar los costos fijos de las centrales eléctricas Fijar precios correctos para excedentes y déficits de Potencia Permitir el financiamiento de nuevas inversiones 20

21 Objetivos Cuando el sistema eléctrico tiene exceso de capacidad Disuadir nuevas inversiones. Cuando el sistema eléctrico tiene déficit de capacidad Alentar nuevas inversiones. PRECIO ÓPTIMO DE POTENCIA Permitir que las nuevas centrales recuperen sus costos fijos. Fomentar la retroalimentación negativa para evitar sobreinversión o sub-inversión. Retroalimentación Negativa 21

22 DEFINICIÓN DE REQUISITOS Definición de Zonas de Potencia Requisitos publicados en el DOF el 28/02/2017 Una Zona de Potencia que abarca a cada sistema interconectado. En tanto no se autoricen cambios, hay tres Zonas de Potencia : I. Sistema Interconectado Nacional. II. Sistema Interconectado Baja California. III. Sistema Interconectado Baja California Sur. Valores Indicativos en términos del Requisito de Potencia Zona de Potencia Reserva de Planeación Mínima (VIRPm-RP) Reserva de Planeación Eficiente (VIRPe-RP) SIN 7.7% 15.3% BC 8.6%* 16.4%** BCS 13.8% 32.7% * Trayectoria: 2016 de 0.0%, 2017 de 2.2%, 2018 de 4.3%, 2019 de 6.5% y 2020 de 8.6%. ** Trayectoria: 2016 de 7.8%, 2017 de 10.0%, 2018 de 12.1%, 2019 de 14.3% y 2020 de 16.4%. 22

23 $/MWh Vertientes PRECIO de NETO la DE Reforma POTENCIA La Potencia debe pagar la parte de los costos fijos que no se cubre con rentas por la venta de energía. Entonces, se resta la renta del Generador de Referencia para calcular el Precio Neto de Potencia. 90 Renta en el Mercado Renta en Net Income Mercado Precio de Market Mercado Price Variable Costo Cost Variable 0 Hora 23

24 TECNOLOGÍA DE REFERENCIA SELECCIÓN DE LA TECNOLOGÍA DE GENERACIÓN DE REFERENCIA (TGR) El CENACE identifica la TGR de cada Zona de Potencia de acuerdo con: Menor costo nivelado. Replicable a escala comercial en la mayor parte de la Zona de Potencia. Sistema Nodo P Localidad NODO DE CONEXIÓN DE LA TGR Gerencia de Control Regional Altitud [m.s.n.m] Temperatura [ C] Ajuste de potencia por altitud y temperatura SIN 06 RIB 138 REYNOSA NORESTE BCA 07 PJZ 230 ROSARITO BAJA CALIFORNIA BCS 07 COR 230 COROMUEL BAJA CALIFORNIA Sistema SIN BCA BCS Tecnología Turbogás Industrial Gas Turbogás Industrial Gas Turbogás Aeroderivada Diésel Capacidad (MW) TECNOLOGÍA SELECCIONADA Costos Fijos Nivelados (USD/MW año) Ingresos en el Mercado (USD/MW año) , , , , , , Fuente: CENACE 24

25 Vertientes de la Reforma RESULTADOS DEL MERCADO PARA EL BALANCE DE POTENCIA Resultados (CENACE) SIN 7.7% 15.3% 13.9% 2,644,707 1,207,324 BC 0% 7.8% 3.5% 2,885,007 2,507,456 BCS 13.8% 32.7% 39.9% 1,910,548 1,240,146

26 CERTIFICADOS DE ENERGÍAS LIMPIAS: RIESGOS Y COBERTURAS Causas Supuestos metodológicos CENACE Costos de transporte de combustibles Tasas de interés / riesgo país Precios de combustibles Disponibilidad de generación Demanda eléctrica Decisiones de inversión Retrasos de construcción de Centrales Disponibilidad de Centrales Requisitos Potencia fijados por SENER Crecimiento de demanda eléctrica Resultado Costo fijo de la TGR Ingresos por energía, TGR Oferta Potencia Demanda Potencia Mecanismos de Cobertura Contratos Bilaterales

27 Vertientes de la Reforma SUBASTAS Subastas de Largo Plazo Productos Potencia CEL Energía Vigencia 15 años (Potencia) 20 años (CELs) Anticipación de Subasta 3 años Subastas de Mediano Plazo Productos Potencia Energía Vigencia Anticipación de Subasta 3 años 4 meses 27

28 SUBASTAS DE LARGO PLAZO Objetivos 1) Atraer inversiones En capacidad firme En energías Limpias 2) Que todas las tecnologías compitan entre sí 3) Eficiencia para el comprador: Precios más altos para generación en horas de mayor valor Premiar ubicaciones buenas y desalentar ubicaciones malas Características Generadores ofrecen paquetes con cantidades de: - Energía - Potencia - CELs Se seleccionan ofertas completas al precio ofertado Penalizaciones y primas fijas con base en pronóstico: - Por ubicación - Por hora de generación 28

29 ENERGÍA: MECANISMO DE AJUSTE POR HORA Mw Generación real Compromiso contractual Ingreso contractual Hora Ho ra C a n t i d a d t o t a l P r e c i o C o n t r a c t u a l $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 $60 A j u s t e c o n t r a c t u a l -$40 -$40 -$40 -$40 -$30 -$20 $0 $10 $10 $10 $0 -$10 -$20 -$20 $0 $20 $20 $30 $30 $30 $20 $0 -$10 -$20 P r e c i o t o t a l $20 $20 $20 $20 $30 $40 $60 $70 $70 $70 $60 $50 $40 $40 $60 $80 $80 $90 $90 $90 $80 $60 $50 $40 T o t al $1,800 $1,800 $1,800 $1,720 $2,280 $2,000 $1,800 $1,680 $1,680 $1,820 $1,800 $2,000 $2,000 $1,960 $1,800 $1,600 $960 $900 $900 $1,080 $1,440 $1,800 $1,750 $1,600 $39,970 No se liquida al precio spot en cada hora. Se elimina el riesgo para el generador. Excedentes y déficits de energía se liquidan al final del año para evitar ofertas no serias. Ajuste a fin de año (Pago de conciliación) Precio de mercado promedio $75 Precio pagado promedio $60 Diferencia $15 Cantidad total generada 972 Cantidad comprometida 720 Excedente 252 Pago $3,780 29

30 CELS: DIFERIMIENTO Y POLÍTICA DE INVENTARIO 30

31 CELS: DISTRIBUCIÓN DE PROBABILIDAD DE VPN, POR POLÍTICA DE INVENTARIO 31

32 Causas Resultado SUBASTAS DE LARGO PLAZO: RIESGOS Y COBERTURAS Mecanismos de Cobertura Variabilidad de Producción Total Corto / Largo Energía Contratos Bilaterales Variabilidad de Producción Total Disponibilidad de Generación 100 Horas Críticas Variabilidad de Producción Horaria Precios bajos de Energía Spot Corto / Largo CELs Corto / Largo Potencia Pagos de Ajuste por Energía reducidos Ingresos insuficientes para complementar venta de Potencia Política de Inventario Contratos Bilaterales

33 Demanda SSB (GW) SUBASTAS DE MEDIANO PLAZO Características Contratos de cobertura eléctrica y de potencia con vigencia de 1, 2 ó 3 años. Dos tipos de productos: Energía: Dividida en tres tipos de bloques de carga y por zona de carga (NodosP). Potencia: Por zona de potencia. Ofertas de Compra Energía Punta Intermedia Bloques de carga Base Hora Ofertas de Compra Potencia Producto Por año Producto Por año Por Zona de carga Por Zona/SI Por Bloque Precio Máximo dispuesto a pagar Porcentaje que desea comprar Precio máximo dispuesto a pagar 33

34 SUBASTAS DE MEDIANO PLAZO: PRODUCTOS Para cada día del año, el perfil de carga se traduce en una asignación por bloque de carga. 34

35 SUBASTAS DE MEDIANO PLAZO: RIESGOS Y COBERTURAS Causas Diferencia entre precio zonal y precio en Central Eléctrica / Centro de Carga que se desea cubrir Cambios en precios de combustibles Evolución inesperada en la demanda del sistema Mecanismos de Cobertura DFT Cobertura de combustibles

36 LA CONGESTIÓN COMO COMPONENTE DEL PML Componente de Congestión Marginal Componente de Energía Marginal Componente de Pérdidas Marginales PML Señales del Incremento del Precio por Congestión A los inversionistas a construir más Centrales Eléctricas A los Usuarios Finales a consumir menos energía Al CENACE y a los Participantes a programar la construcción de nuevas líneas SIN PML promedio, julio de 2016: hora 17:00 SIN CCM promedio, julio de 2016: hora 17:00 36

37 DFT SOLO CUBREN LA CONGESTIÓN Riesgo de Congestión en el MDA Congestión Los Participantes del Mercado requieren de una cobertura debido a la volatilidad alta de la Congestión en el MDA Pérdidas Es mucho menos importante para los Participantes del Mercado contar con una cobertura de pérdidas debido a su volatilidad reducida Incluir pérdidas en DFT genera diversos problemas: Harvey and Hogan (2002). Loss Hedging Financial Transmission Rights. Harvard University. 37

38 DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN: RESULTADO DFT Le otorgan a su titular el derecho y la obligación de cobrar o pagar la diferencia que resulte del valor de los Componentes de Congestión Marginal (CCM) del Precio Marginal Local (PML) en dos NodosP un nodo de origen y un nodo de destino. Propósito Permite a los Participantes del Mercado cubrirse ante la congestión y facilitar transacciones bilaterales. Generador 1 Generador 2 A $150/MWh Capacidad de la Línea Línea de Transmisión B $200/MWh Demanda Contrato Bilateral: La congestión cuesta $150 $200 = $50. El DFT paga $200 $150 = $50 38

39 DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN: RIESGOS Y COBERTURAS Causas Diferencia entre los periodos que se requieren cubrir y los periodos incluidos en el DFT No se obtiene el DFT deseado Default por contraparte cuya transacción se cubre por el DFT

40 CÁMARA DE COMPENSACIÓN Facilita la gestión de Contratos Cámara de Compensación Con la Cámara de Compensación se obtiene: Mejora la administración de Contratos Incrementa los productos comprados y vendidos Una reducción a la exposición al riesgo Beneficios de la Cámara de Compensación Un generador realiza un solo contrato en lugar de varios a la vez Posibilita la entrada a más compradores por lo que aumenta la demanda Mediante su Red de Seguridad disminuye el riesgo de incumplimiento 40

41 CÁMARA DE COMPENSACIÓN: EXPOSICIÓN PERMITIDA SIN GARANTÍA LÍQUIDA Entidades CON Calificación de grado de Inversión (GLOBAL) Evaluación de Métricas Financieras (Componentes) Liquidez (30%) Apalancamiento (20%) Rendimiento (50%) EBITDA/Gasto de intereses Flujo de caja/deuda total Ratio Rápido Deuda CP/Deuda total Deuda Neta/Activos Fijos Patrimonio Neto Tangible(PNT) Deuda/PNT Rentabilidad de ventas (%) Retorno Sobre Activos (ROA) % Margen Operativo (%) Retorno Sobre Capital (ROE) Indicadores Financieros Información de estados financieros entregados a la Cámara Compensación Liquidez (30%) Valor Rango Peso Calificación EBITDA / Costo de Deuda % 0.79 Flujo de Caja /Servicio de % 1.29 deuda Flujo de Caja/ Deuda Total % 1.1 Ratio Rápido % Apalancamiento (20%) Valor Rango Peso Calificación Deuda/Capital % 1.4 Deuda Corto plazo / Deuda % 0.46 total Deuda / Activos fijos % 0.71 Deuda/ TNW % Rendimiento (50%) Valor Rango Peso Calificación Retorno de Ventas % % 0.94 ROA % % 1.29 Margen Operativo % % 0.85 ROE % % Peso Calificación Calificación del grupo Liquidez Apalancamiento Rendimiento Puntuación de 3.7 crédito compuesta 41

42 CÁMARA DE COMPENSACIÓN: VALOR EN RIESGO ERC s distintas a Suministrador de Servicios Básicos Exposición Contractual de Corto Plazo ECCP c,t = CxC c,t + EVMCP c,t Cuentas por Cobrar CxC c = cf c + cnf c Exposición al Valor de Mercado de Corto Plazo EVMCP c,a1 hcp = VolE c,a1 hcp x PCVNE c,a1 hcp PME a1 hcp ] + VolP c,a1 hcp x PCVNP c,a1 hcp PMP a1 hcp ] + VolCEL c,a1 hcp x PCVNC c,a1 hcp PMC a1 hcp ] ECCP c,t Exposición Contractual de Corto Plazo del Contrato en el día de evaluación CxC c Exposición de Cuentas por Cobrar del Contrato (c) Considera: los volúmenes remanentes de Energía, Potencia y CEL s ( 3 años) CxC c,t Exposición a las Cuentas por Cobrar para el Contrato en el día de evaluación cf c Cantidades facturadas pero no pagadas del Contrato (c) Considera: el diferencial de precios entre lo precios de mercado y el precio contractual EVMCP c,t Exposición al Valor de Mercado de Corto Plazo para el Contrato en el día de evaluación cnf c Cantidades entregadas no facturadas del Contrato (c) Considera: el Portafolio en el que se encuentra en cada contrato 42

43 1-May-17 1-Jul-17 1-Sep-17 1-Nov-17 1-Jan-18 1-Mar-18 1-May-18 1-Jul-18 1-Sep-18 1-Nov-18 1-Jan-19 1-Mar-19 1-May-19 1-Jul-19 1-Sep-19 1-Nov-19 1-Jan-20 1-Mar-20 1-May-20 1-Jul-20 1-Sep-20 1-Nov-20 1-Jan-21 1-Mar-21 1-May-21 1-Jul-21 1-Sep-21 1-Nov-21 CÁMARA DE COMPENSACIÓN: MARK TO MARKET MtM Energía MtM 36 meses Energía Precio de la Energía en el NE (Mercado) Precio Nocional de la Energía (Contrato) ,000, ,000, (10,000,000.00) (20,000,000.00) (30,000,000.00) (40,000,000.00) (50,000,000.00) (60,000,000.00)

44 CÁMARA DE COMPENSACIÓN: MONITOREO DE GARANTÍAS Garantías que debe de aportar el Comprador Exposición Contractual de Corto Plazo (ECCP) ECCP Exposición de Cuentas por Cobrar Riesgo de Exposición de Valor de Mercado (MtM 3 años) Exposición Contractual de Largo Plazo (ECLP) ECLP Monto Mínimo de la Garantía de Cumplimiento (MMGC) MMGC ECCP 1.25 Monto Mínimo de la Contribución al Fondo de Reserva (MMCFR) Monto Real de la Garantía de Cumplimiento (MRGC) MRGC Cartas de Crédito Efectivo Exposición Permitida sin Garantía Líquida Monto Real de la Contribución al Fondo de Reserva (MRCFR) ECCP 80% del MRGC ECCP>80% del MRGC pero 90% de MRGC ECCP>90% del MRGC pero 95% del MRGC ECCP>95% del MRGC ECLP 80% del MRCFR ECLP>80% del MRCFR pero 90% del MRCFR Riesgo Potencial Futuro Exposición al Valor de Mercado (MtM>3 años, hasta la conclusión del Contrato) * r * 0.08 MMCFR ECLP 1.25 MRCFR Cartas de Crédito Efectivo (sin utilizar por la CC) ECLP>90% del MRCFR pero 95% del MRCFR ECLP>95% del MRCFR