OM1.1.MX-EL MERCADO DE ENERGÍA DEL DIA EN ADELANTO EN MEXICO

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1 COMISION DE INTEGRACION ENERGÉTICA REGIONAL Código: V CONCIER-MX-OM1.1/113 V Congreso CIER de la Energía 2017 Energía sostenible para todos en el entorno de una sociedad inteligente Medellín, Colombia; 28 de noviembre de 2017 OM1.1.MX-EL MERCADO DE ENERGÍA DEL DIA EN ADELANTO EN MEXICO Fecha: México, 08 de agosto 2017 Código Subtema: OM1.1. Planeación confiable de los Sistemas Eléctricos de Potencia Autor/es: ROBERTO NAVARRO, M.C. SISTEMAS ELECTRICOS DE POTENCIA Empresa: INSTITUTO NACIONAL DE ELECTRICIDAD Y ENERGÍAS LIMPIAS Cargo: JEFE DE PROYECTO. Encargado desarrollo del Mercado de Corto Plazo PALABRAS-CLAVE: Mercado Eléctrico Mayorista, Ofertas Energía, Mercado Día en Adelanto DATOS DE LA EMPRESA. Dirección: Reforma 113 Col. Palmira Código Postal: Teléfono: +52(777) Ext Fax: +52(777) rnp@iie.org.mx Resumen. A raíz de la apertura en México de la Industria Eléctrica hacia un Mercado Eléctrico Mayorista, se presenta la necesidad de contar con herramientas computacionales eficientes y de vanguardia para hacer frente a este nuevo reto. En el presente artículo se describe el modelo conceptual, arquitectura y flujo de información entre los procesos desarrollados por el Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias como parte del Mercado de Energía de Corto Plazo, dentro del contexto del Mercado Eléctrico Mayorista. Se describen las principales funciones del Mercado de Día en Adelanto, presentando sus características más importantes. La información mostrada en las figuras es solamente representativa y no debe considerarse vinculante. No se presentan descripciones algorítmicas, estas ya han sido presentadas en otros foros. 1. Introducción A partir de la promulgación de la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) [1] en México se crea el nuevo Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) [2], como un organismo público descentralizado de la Administración Pública Federal, el cual tiene por objeto ejercer el Control Operativo del Sistema Eléctrico Nacional; la Operación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) [3] y garantizar el Acceso Abierto y no indebidamente discriminatorio a la Red Nacional de Transmisión y a las Redes Generales de Distribución, y proponer la Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y los elementos de las Redes Generales de Distribución que correspondan al Mercado Eléctrico Mayorista. El MEM incluye un Mercado de Energía de Corto Plazo, que comprende al Mercado del Día en Adelanto (MDA), al Mercado de Tiempo Real (MTR) y, en una segunda etapa, al Mercado de Una Hora en Adelanto, en los cuales los Participantes del Mercado envían al CENACE sus ofertas de Compra y Venta de Energía así como de Servicios Conexos. Una vez recibidas las ofertas, el CENACE realiza el despacho económico de

2 las unidades generadoras para cada uno de los mercados. El resultado de dicho despacho económico son los precios marginales de las reservas en cada zona de reserva y los precios marginales locales de la energía en cada nodo del sistema eléctrico, integrados por una componente de energía, una componente de congestión y una componente de pérdidas. En el presente artículo se describe la arquitectura y diagrama del flujo de información del sistema correspondiente al Mercado de Energía del Día en Adelanto. 2. Antecedentes. La planeación de la operación a corto plazo del Sistema Eléctrico Nacional Mexicano es un proceso primordial que realizaba la Comisión Federal de Electricidad (CFE) a través del Centro Nacional de Control de Energía (Cenace), para lograr cubrir los requerimientos de la demanda de energía, minimizando los costos de producción y satisfaciendo las diversas restricciones físicas y operativas del sistema. El Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE) actualmente Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias (INEEL), desarrolló para la CFE los modelos y sistemas necesarios para llevar a cabo los procesos de planeación de la operación a corto plazo. El principal modelo que utilizaba CFE para planear la operación a corto plazo fue el modelo de Coordinación Hidrotérmica y Asignación de Unidades (CHT-AU), mediante este modelo CFE realizaba diariamente el cálculo del predespacho de generación. El modelo determina qué unidades termoeléctricas e hidroeléctricas operarán el día siguiente, a qué hora entrarán o saldrán de operación y cuál será su potencia promedio horaria, de manera que se minimice el costo de producción total, y se respeten las restricciones físicas y operativas de los sistemas eléctrico, hidráulico y de transporte y almacenamiento de combustibles. A finales de los 90 s, la CFE le encargó al IIE el desarrollo de sistemas para la implementación de un mercado interno de energía [4], el cual inició su operación en septiembre del La CFE llevó a cabo la operación del Mercado Interno de Energía, con el propósito de medir el desempeño de sus Divisiones de Generación, Transmisión y Distribución. Los resultados de las Divisiones de Negocio se presentaron semestralmente en los Consejos de Evaluación de Resultados (CER) de la CFE. En el año 2007, como parte de un proyecto de colaboración IIE-Cenace, se identificaron una serie de mejoras a los modelos de planeación de operación a corto plazo que se requirieron para alcanzar una posición de vanguardia tecnológica. Las propuestas incluyeron la realización de una nueva formulación del problema que considerará con mayor detalle la problemática de nominación, transporte y almacenamiento de combustible, el modelado de los paquetes de ciclo combinado y la consideración de restricciones de seguridad que satisfagan criterios de operación en congruencia con las funciones de despacho en tiempo real [5]. En el año 2008, se llevó a cabo, bajo la coordinación de la Dirección de Modernización y Cambio Estructural, dos proyectos, uno para revisar el modelo de mercado de energía de la CFE y otro para definir un nuevo esquema de indicadores de gestión para evaluar a las Divisiones de Negocio. Como resultado se obtuvieron versiones actualizadas tanto del modelo de mercado de energía como del esquema de indicadores para evaluar a las Divisiones de Negocio los cuales iniciaron su funcionamiento en agosto de A fines de 2013 y durante 2014 se realizaron diversas modificaciones legales con el fin de abrir el Sector Eléctrico a nuevos participantes (generadores y suministradores de la energía eléctrica), con participación en un mercado abierto de energía de libre competencia. A raíz de la apertura en México de la Industria Eléctrica hacia un Mercado Eléctrico Mayorista, y la creación de un nuevo CENACE, el cual tiene entre otras múltiples funciones, la Operación del 2

3 Mercado Eléctrico Mayorista [2], se presenta la necesidad de contar con nuevas herramientas computacionales eficientes y de vanguardia para hacer frente a nuevos retos, para esto, el CENACE le encargó al INEEL el desarrollo de diversos procesos como parte del proyecto Transición de Modelos y Aplicaciones del Mercado Interno de Energía al Mercado Eléctrico Mayorista planteado por la Reforma Energética, en sus Fases I, II, III, las cuales incluye principalmente el desarrollo de modelos matemáticos y sistemas para la Operación del Mercado de Energía de Corto Plazo. 3. Mercado de Energía de Corto Plazo El CENACE, encargó al INEEL a través de la Gerencia de Análisis de Redes, el desarrollo e implementación de los siguientes procesos como parte del Mercado de Energía de Corto Plazo [3]: Asignación de Unidades de Horizonte Extendido Mercado de Día en Adelanto Asignación de Unidades Suplementarias por Confiabilidad Mercado de Tiempo Real Asignación de unidades de horizonte extendido El proceso Asignación de Unidades de Horizonte Extendido (AU-HE) [6] determina cuales unidades generadoras deben ser declaradas como de asignación y despacho fuera de mérito por confiabilidad en la última hora del día de operación, para evitar que en el MDA se tomen decisiones de paro económicamente ineficientes, debido a su falta de visión más allá del día de operación. Se determinan los costos de oportunidad y los límites máximos a la producción diaria de energía eléctrica en cada grupo de unidades hidroeléctricas, acoplando las decisiones de la planeación de la operación en el mediano plazo para los embalses en las cuencas principales, con las decisiones diarias del Mercado del Día en Adelanto. Se determina el costo de oportunidad del gas natural de las unidades generadoras que hayan recibido instrucciones para limitar su consumo de gas en el horizonte considerado de siete días. Adicionalmente, se determina el costo de oportunidad de energía eléctrica en las demás centrales eléctricas que tengan restricciones sobre la cantidad de energía que pueden producir, por ejemplo, por restricciones ambientales. Diariamente el CENACE evaluará los requerimientos de energía y Servicios Conexos para los siguientes 7 días con la finalidad de identificar a las unidades generadoras que serán requeridas para la eficiencia del mercado y la confiablidad del sistema y que, debido a sus limitaciones físicas, requieren recibir notificaciones con mayor anticipación que los horarios estándar del Mercado del Día en Adelanto. Mercado de Día de Adelanto Este modelo determina el programa de arranques y paros de las unidades generadoras, sus niveles de generación y asignación de Servicios Conexos; así como, el programa de importaciones y exportaciones de energía eléctrica [6]. Adicionalmente, calcula los Precios marginales locales y los Precios de los Servicios Conexos para cada hora del Día de Operación. El CENACE recibe Ofertas de Compra y Ofertas de Venta de energía y Servicios Conexos correspondientes al Mercado del Día en Adelanto (MDA) durante el periodo de recepción de ofertas el cual está disponible 7 días previos al día de operación y hasta las 10:00 horas del día anterior al día de operación. Una vez recibidas las ofertas, el CENACE realiza automáticamente la validación y la evaluación de consistencia con Precios de Referencia de cada una de las ofertas. 3

4 El CENACE utilizará las Ofertas Validadas y consistentes con los Precios de Referencia, como datos para el modelo MDA. En la figura 1, se muestra la línea de tiempo de aplicación de procesos del día de adelanto Fig. 2. Insumos para ejecución del MDA Fig. 1. Línea del tiempo de procesos del día de adelanto Por su parte, en la figura 2 se presentan los insumos utilizados por el MDA, así como los resultados obtenidos mediante este modelo de optimización. Como resultado del modelo MDA, antes de las 17:00 horas, el CENACE deberá emitir programas financieros vinculantes para los participantes del mercado que representen Unidades generadoras, para las Entidades responsables de carga y para los participantes del mercado que han programado importaciones y exportaciones, así como las instrucciones de arranque correspondientes al Día de Operación. Asignación Suplementaria de Unidades por Confiabilidad Una vez que se cierra el Mercado del Día en Adelanto, el CENACE lleva a cabo la Asignación Suplementaria de Unidades para Confiabilidad (ASU-C). Este modelo, utiliza la misma función objetivo que se utiliza en el MDA tomando en cuenta lo siguiente: pronósticos de demanda preparados por el CENACE en lugar de ofertas de compra de los participantes, programa fijo de importaciones y exportaciones, cambios en la disponibilidad de unidades generadoras, entre otros. El CENACE realiza la primera ASU-C inmediatamente después de la emisión de los resultados del MDA, y realiza corridas adicionales ante cambios relevantes en los pronósticos de demanda, la disponibilidad de generación, o la disponibilidad de la Red Nacional de Transmisión [3, 7]. Como resultado de ASU-C, el CENACE emite instrucciones de arranque adicionales a las emitidas durante el MDA, en el entendido que la energía y Servicios Conexos que resulten de ASU-C son liquidados a precios del Mercado de Tiempo Real. Mercado de Tiempo Real A las 22:00 horas del día anterior al Día de Operación, se conocerá el último programa horario de arranques, paros y cambios de configuración de las Unidades de Central Eléctrica para el Día de Operación preparado en el proceso ASU_C. 4

5 Posteriormente, cada cinco minutos se toma una muestra de los resultados del Estimador de Estado para identificar la topología de la Red Eléctrica que está operando, y conocer los valores estimados de las potencias de generación de las Unidades de Central Eléctrica, la demanda nodal y el flujo de potencia en las interconexiones internacionales. Asimismo, cada quince minutos se utiliza la función de análisis de seguridad para determinar los límites de transmisión para las condiciones observadas en la muestra más reciente del Estimador de Estado. Cada quince minutos el CENACE utilizará las funciones de Pronóstico de Demanda y pronóstico de generación intermitente para determinar sus valores esperados para los siguientes diez intervalos de quince minutos, tomando como punto de partida la demanda y la generación intermitente observada en la muestra más reciente de los resultados del Estimador de Estado. Las Ofertas de Venta de energía y Servicios Conexos para el Mercado de Tiempo Real serán tomadas de la última Oferta Validada y consistente con los Precios de Referencia de la Unidad de Central Eléctrica. Los ajustes a las Ofertas deberán entregarse 2 horas antes del inicio de la Hora de Operación. Quince minutos antes del inicio de la Hora de Operación, el CENACE publicará la actualización del programa de arranques, paros y cambios de configuración de las Unidades de Central Eléctrica para la Hora de Operación, con detalle de quince minutos, preparado con base en los resultados del modelo Asignación de Unidades en Tiempo Real (AU-TR). Las decisiones que implican una obligación física se asientan en el Registro de Instrucciones de Despacho (RID). Cinco minutos antes de cada intervalo de quince minutos, dentro de la Hora de Operación, el CENACE publicará la asignación de reservas para suministrar los Servicios Conexos comerciados en el mercado y los puntos base del nivel de generación para las unidades que no operarán bajo el CAG centralizado en el intervalo de quince minutos. Las decisiones se determinan mediante el modelo DERS- MI. Las decisiones que implican una obligación física se asientan en el RID. Inmediatamente antes del inicio de cada intervalo de cinco minutos, dentro de la Hora de Operación, mediante el modelo DERS-I [4], el CENACE calculará los puntos base del nivel de generación de las Unidades de Central Eléctrica que estarán bajo el CAG centralizado, y los factores de participación económicos para aquellas unidades que participan en el despacho económico y en el servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia. Esta información será suministrada al CAG para ser utilizada durante el intervalo de cinco minutos [5]. A continuación se describe a detalle el modelo conceptual y flujo de información del Mercado de Día de Adelanto. Este sistema ya fue entregado al CENACE y se encuentra en producción desde febrero del Los otros tres sistemas se encuentran en etapas de pruebas de aceptación. Debido a lo extenso que pudiese resultar el tratamiento de estos temas, en el presente artículo únicamente se describe a detalle el proceso del Mercado de día en Adelanto. 4. El Mercado de Día en Adelanto Modelo de optimización El modelo de optimización del MDA está catalogado como un Problema de gran escala de Programación Entera Mixta (Mixed Integer Programming, MIP), utiliza el Motor de optimización: IBM-CPLEX Función objetivo 5

6 La función objetivo del modelo minimiza la suma de los siguientes conceptos: Las ofertas de venta de energía de unidades térmicas con rangos de operación continuo y discontinuo (incluyendo sus costos asociados de arranque, costos de operación en vacío, costo de generación durante el arranque y costos de transición entre modos de operación), unidades hidroeléctricas y unidades renovables intermitentes así como las ofertas de compra de energía de las demandas. Las ofertas de venta servicios conexos de unidades térmicas con rangos de operación continuo, discontinuo, unidades hidroeléctricas y demandas controlables así como los requerimientos de servicios conexos por parte del CENACE por zona de reserva y por sistema. Los costos de diversas penalizaciones tales como tener excedente de generación en los nodos del sistema, un corte de carga por cada carga participante, violar restricciones producción de energía para grupos de unidades térmicas, violar restricciones producción de energía por embalse, y violar límites en los grupos de ramas eléctricas. Manejo de restricciones del Modelo El MDA considera las siguientes restricciones: Requerimiento de generación Requerimiento de reserva Límite máx. y mín. de operación de unis Restricciones en arranque y paro de unis Tiempo mín. de oper. y paro de las unis Límites de transmisión Representación de unidades de oferta compleja con programación entera mixta (MIP) Integralidad y cotas simples El alcance del MDA, permite la consideración dentro de sus cálculos, de los siguientes conceptos: Manejo de ofertas de venta de energía al mercado; Oferta simple de venta de energía, Oferta compleja de venta de energía, Ofertas de venta de energía de unidades hidroeléctricas con limitaciones de energía, Ofertas de venta de energía renovable intermitente. Manejo de ofertas de compra de energía al mercado; Demanda fija, Demanda elástica. Manejo de ofertas de Importación y Exportación. Manejo de ofertas de servicios auxiliares; Reserva rodante de 10 minutos, Reserva no rodante de 10 minutos, Reserva rodante suplementaria, Reserva no rodante sulpementaria, Reserva de regulación secundaria. Consideración de diferentes configuraciones topológicas de la red a nivel horario. Cálculo de precios nodales considerando pérdidas en la red. Congestión de red eléctrica con base a restricciones de seguridad operativa. Flujo de información La información que utiliza el MDA en sus cálculos proviene de diversas entidades, organizándose esta información en varias bases de datos a través de sistemas de desplegados y archivos tipo Excel en un servidor principal (figura 3). Ya que se tiene esta información en las bases de datos correspondientes, mediante la función llamada Colector, se crea la base de datos Sistema de Información Común, la cual es importada a equipos locales (PC s) en donde se realiza el cálculo del MDA. Los resultados de estos cálculos son exportados al servidor principal desde donde se realiza su publicación en un Registro Histórico, para ser consultada en el exterior Alcance del MDA 6

7 Cuando los insumos han sido validados y no se presenta ninguno con semáforo en rojo, se puede realizar la importación de datos. Escenario de planeación Después de efectuar la importación, es posible consultar todos los datos que forman el escenario de planeación, por ejemplo, en la figura 5 se muestra los datos de la oferta para alguna cierta unidad generadora. Fig. 3. Flujo de información del proceso MDA Al modelo MDA, se le ha provisto de diversas utilerías para control de ejecuciones, monitoreo de insumos, transferencias de bases de datos, publicación de resultados, respaldo y recuperación de casos diarios, así como de una Interface Hombre Máquina (IHM) [8], lo cual permite al usuario una revisión de los insumos, ejecución del modelo y la revisión de resultados de una manera amigable. Verificación de Insumos Una vez que el usuario ejecuta el colector, el sistema responde presentando el desplegado de la figura 4, permitiendo una verificación de los insumos, mostrando para cada uno, su estado; verde cuando los datos son correctos, rojo cuando se tiene error, amarillo cuando no es error, pero existe una alerta, y en blanco cuando el insumo no aplica al sistema eléctrico que se está simulando. Fig. 5. Desplegado de Oferta de Venta de energía Cálculo del MDA Una vez que se tienen todos los datos, se realiza el cálculo del MDA, Como resultado de esta ejecución, se obtienen una serie de semáforos los cuales indican la factibilidad del escenario de planeación, en caso de que alguno de los requerimientos no pueda ser satisfecho, se prenderá en rojo el semáforo correspondiente. Ver figura 6. Fig. 4. Desplegado de Verificación de Insumos Fig. 6. Ejecución del MDA 7

8 Consulta de resultados Como parte de los resultados del MDA, se pueden consultar; los precios del mercado, el cumplimiento de requerimientos de reserva, el balance de energía en el sistema, la asignación de unidades, las cargas de los participantes, transacciones internacionales, el estado de la red eléctrica, etc. Por ejemplo, referente al estado de la red eléctrica, en la figura 7 se muestra el flujo en los enlaces, así como del flujo individual en las líneas que forman el enlace. Por su parte la figura 9 muestra un ejemplo de la capacidad máxima de generación del sistema obtenida de las ofertas de venta, y comparada contra la demanda en el sistema formada a partir de las ofertas de compra de energía. Fig. 9. Comparación de capacidad máxima contra demanda Fig. 7. Desplegado de flujo en enlaces Se muestra en el Indicador de flujo ; en color rojo aquellos enlaces que violan alguno de sus límites, en color amarillo los enlaces topados y en color verde aquellos cuyo flujo se mantiene entre límites máximo y mínimo de transmisión. Otros resultados de gran importancia son los precios del mercado; precios marginales locales, marginales zonales, así como los precios de los servicios conexos. En la figura 8 se muestra un ejemplo de los precios zonales obtenidos con el MDA. Finalmente una vez que se ha determinado el predespacho para el Mercado del Día en Adelanto, este es publicado en el sitio de internet del MEM, figura 10. Fig. 10. Sitio Internet Mercado Eléctrico Mayorista 5 CONCLUSIONES Se ha presentado el Sistema Mercado de Energía de Corto Plazo, haciendo hincapié en el proceso Mercado del Día en Adelanto. Su modelo conceptual, arquitectura y flujo de información. Este sistema forma parte del Mercado Eléctrico Mayorista recientemente iniciado en México. Fig. 8. Ejemplo de precios marginales zonales 8

9 Se presentaron algunos desplegados desde los cuales se pueden revisar los insumos para el MDA, provenientes de las ofertas de compra de energía, venta de energía y de los servicios conexos, así como su ejecución y consulta de resultados. El sistema MDA se encuentra en uso en el CENACE desde finales del mes de enero del REFERENCIAS [1] Ley de la Industria Eléctrica, Diario Oficial de la Federación (DOF), México, 11 de Agosto [2] DECRETO por el que se crea el Centro Nacional de Control de Energía, Diario Oficial de la Federación (DOF), México, 28 agosto2014. ( nota_detalle.php codigo= &fecha=28/08/2014&print=t rue). [3] Bases del Mercado Eléctrico, Diario Oficial de la Federación (FDO), México, 8 de septiembre [4] Proyecto No Innovación y Modernización de los Modelos de Planeación de Operación a Corto Plazo del CENACE. Gerencia Análisis de Redes, Instituto de Investigaciones Eléctricas, México, [5] Manual de Mercado de Energía de Corto Plazo (Disposiciones Operativas del MEM). Anteproyecto/38744, 8 de enero de Cofemer, México. [6] J. Alvarez, J.L. Ceciliano, Formulación Matemática del Modelo de Coordinación Hidrotérmica y Asignación de Unidades para el Mercado de Día de Adelanto, Reporte interno, Instituto de Investigaciones Eléctricas, México, Noviembre [7] Manual 17. Modelo Comercial y de la Red. V0.1_1jun2015. Bases del Mercado CENACE. [8] R. Navarro, Diseño de la IHM y Base de datos del modelo CHT_AU, Reporte interno, Instituto de Investigaciones Eléctricas, Noviembre

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