Resumen de las Bases del Mercado Eléctrico

Transcripción

1 Resumen de las Bases del Mercado Eléctrico Documento elaborado como apoyo en el estudio de las Bases del Mercado Eléctrico publicadas en el Diario Oficial de la Federación el 8 de septiembre 2015 Septiembre 2015

2 Contenido 1 Introducción y esquema general 2 Participantes del mercado 3 Productos ofrecidos en el mercado 4 Mercados 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 1 Introducción y esquema general Proceso de transformación del sector Posterior a la aprobación de la Ley de la Industria Eléctrica, son múltiples las acciones que deben de llevarse a cabo dentro del sector Parte fundamental de este proceso son las Bases del Mercado, publicadas en el Diario Oficial de la Federación el 8 de septiembre de 2015 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) Geotermia Resolución Ronda 0 Adjudicación CFE Licitaciones Subastas para suministro básico Operación (1) LIE: Ley de la Industria Eléctrica (2) CEL: Certificado de Energía Limpia 3

4 Reglas del Mercado 1 Introducción y esquema general Reglas del 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 A las Bases del Mercado (BdM) le ha de seguir la publicación de disposiciones operativas : manuales, guías, criterios y procedimientos Bases del Mercado Establecen los principios para el diseño y operación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) a que se refiere la Ley. 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. 4

5 1 Introducción y esquema general Productos, participantes y mercados Las BdM establecen los principios del diseño y operación del MEM y definen las reglas y procedimientos que sus participantes realizarán para comercializar energía, potencia, CELs (1), servicios conexos, DFT (1), entre otros en las diferentes modalidades Participantes Productos Generador Comercializador T&D (2) Comercializador Suministrador Usuario Calificado PM Usuarios Finales Energía NA NA Potencia NA Generador exento Certificados de Energía Limpia NA Generador exento Servicios conexos (3) NA NA Derechos Financieros de Transmisión NA NA PM que representan activos PM que no representan activos No son PM Mercados Productos Subastas de MP Subastas de LP Mercado del Día en Adelanto Mercado de Tiempo Real Mercado de Hora en Adelanto (4) Contratos de cobertura (5) Asignaciones Fondeo (1) CEL: Certificado de Energía Limpia, DFT: Derechos Financieros de Transmisión (2) Los Distribuidores y Transportistas no son considerados PM y celebrarán convenios con el CENACE para establecer los derechos y obligaciones de cada parte (3) Los Servicios Conexos incluidos en el mercado son: reservas de Regulación, Reservas Rodantes, Reservas Operativas, Reservas suplementarias; y las no incluidas en el mercado son: Reservas Reactivas (control de voltaje, disponibilidad para inyectar o absorber MVAr), Potencia Reactiva (soporte de voltaje, inyección o absorción de MVAr) y Arranque de emergencia (4) A partir de 2018 el Mercado de Día en Adelanto (MDA) y Mercado de Tiempo Real (MTR) se complementarán por un Mercado de Hora en Adelanto (MHA) (5) Pueden resultar de subastas de LP (energía, potencia y CELs), ser transacciones bilaterales financieras (energía y servicios conexos), transacción bilateral de potencia, o transacciones sin informar a CENACE (cualquier producto) 5

6 Participantes Generador Comercializador T&D Comercializador Suministrador Usuario Calificado PM Usuarios Finales 6

7 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 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 7

8 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 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 8

9 Intermitente Disponibilidad Firme 2 Participantes de Mercado Registro de 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 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). 9

10 2 Participantes de Mercado Contratos de Interconexión Legados según la tecnología de generación, se aplicarán condiciones diferentes a los Contratos de Interconexión Legada (CIL) cuando se desee incluir parte de la capacidad de estas centrales en el Mercado SENER determinará el ente independiente que representará como Generador de Intermediación (GI) independiente a las Centrales Eléctricas y Centros de Carga 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 Gen. Inter. MW Generador La energía producida será automáticamente asignada entre el GI y los otros Generadores en todas las horas, en proporción a la capacidad registrada por cada Generador 1 Sólo excedentes 2 El Generador distinto al GI podrá elegir cuál segmento de la curva de costos incrementales de la Unidad de CE completa se asignará a la capacidad de la central que representa. (2) La energía generada será asignada primero al Generador que representa a la CELeg en el mercado eléctrico, hasta la cantidad de energía incluida en el despacho óptimo de la misma. La energía restante se asignará al GI (3) (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. 10

11 Comercializador 2 Participantes de Mercado Condiciones para Comercializadores Los comercializadores no suministradores, al no representar activos, realizarán transacciones virtuales (1) (no requieren inyección o retiro físico de energía), o financieras bilaterales (requieren entrega física) de compra o de venta apoyando a los demás PM a cubrirse contra cambios en el Precio Marginal Local entre el MDA y el MTR 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. Serán utilizadas por los PM con el objetivo de mitigar cambios en el PML (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 que no representa una intención de generar o consumir energía en el Mercado de Tiempo Real. Los PM presentarán: i) Cantidad en MW, sujeta a los límites de crédito y a los límites de volumen establecidos por la Unidad de Vigilancia del Mercado; ii) Ubicación (NodoP (2) ); iii) Horas sobre las cuales aplicará la oferta; iv) Precio de la oferta (Precio mínimo de la energía que el vendedor tiene la intención de aceptar en el MDA Oferta virtual de compra Es una oferta para comprar energía en el MDA. No necesariamente representa una intención de consumir energía en el MTR. El PM presentará: i) Cantidad en MW, sujeta a límites de crédito y límites de volumen establecido por la Unidad de Vigilancia del Mercado; ii) Ubicación (NodoP (2) ); iii) Horas sobre las cuales aplicará la oferta, y iv) Precio de la oferta (Precio máximo de la energía en el MDA que el comprador tiene la intención de pagar) (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 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. 11

12 2 Participantes de Mercado Condiciones para 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. 12

13 2 Participantes de Mercado Condiciones para 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 UCPM aquellos CdC que Tengan al menos una demanda de 5 MW y un consumo anual de 20 GWh Podrán incluirse en el registro de UC aquellos CdC que: Hayan sido incluidos en los Contratos de Interconexión Legados a la fecha de entrada en vigor de la LIE (12 de agosto de 2014), con independencia de su demanda. Reporten una demanda igual o mayor a 3 MW en 2015 (2 MW en 2016 y 1 MW en 2017) (1). (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 13

14 2 Participantes de Mercado Condiciones para 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. 14

15 Cómo apoyamos a Generadores, Suministradores y Usuarios Calificados? Una de las principales empresas eléctricas de Estados Unidos confió en PwC para el desarrollo de un análisis de mercado y estrategia de expansión en el sector eléctrico en México. El trabajo realizado fue una herramienta eficaz para la toma de decisiones y su apuesta por invertir en el país. PwC trabajó con la Secretaría de Energía, AMDEE y otros organismos en el análisis de la competitividad de la energía eólica en el contexto de la reforma energética y de las acciones necesarias para su desarrollo (1). De igual manera hemos comenzado un trabajo de impulso a la energía solar FV en el nuevo Mercado Eléctrico de la mano de la Secretaría de Energía, ASOLMEX y otras entidades (2). PwC realiza la estructuración financiera y consecución de financiamiento de plantas de generación. El trabajo desarrollado equivale a haber participado en el desarrollo de ~2,000 MW de generación. PwC México es la firma líder de asesoría en el sector eléctrico, que conjuga experiencia probada en estrategia, regulación, financiamiento e impuestos Clientes con múltiples puntos de consumo han sido apoyados por PwC México para definir su estrategia de suministro eléctrico, los trabajos han incluido el análisis de sus consumos, la búsqueda y valoración de ofertas y el apoyo en la negociación del contrato de compraventa. (1) Ver resumen ejecutivo de la Iniciativa Eólica (2) Trabajo actualmente en desarrollo 15

16 Productos Energía Potencia Certificados de Energía Limpia Servicios conexos Derechos Financieros de Transmisión 16

17 3 Productos Además de la energía, otros productos serán negociados en el mercado para permitir el cumplimiento de las obligaciones de los participantes y el adecuado funcionamiento del sistema eléctrico Productos ofertados en Mercado Producto Potencia Qué es? El requerimiento de Potencia es una herramienta de Confiabilidad que tiene como objetivo cumplir requisitos mínimos de planificación de reservas. Certificados de Energía Limpia 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 Servicios conexos Los Servicios Conexos del MEM buscan garantizar la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional y pueden o no estar incluidos en el mercado. Representan una obligación para los participantes del mercado. Derechos Financieros de Transmisión 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. 17

18 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 una cantidad de Potencia de acuerdo a las cargas que representen Potencia 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. 18

19 3 Productos Certificados de Energía Limpia Con el objetivo de incentivar la inversión en Energía Limpia, las ERC estarán obligadas a cumplir con un requisito de CELs (1) de acuerdo a las cargas que representen Los CELs podrán ser adquiridos en el Mercado de CELs de corto plazo, mediante transacciones bilaterales o a través de Subastas de Largo Plazo 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 19

20 3 Productos Servicios Conexos Los Servicios Conexos del MEM buscan garantizar la confiabilidad del SEN y pueden o no estar incluidos en el mercado. Representan una obligación para los participantes del mercado 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 20

21 3 Productos Derechos Financieros de Transmisión En caso de que la generación y consumo se encuentren en diferentes nodos, las diferencias de congestión en la red deberán integrarse en el Contrato de Cobertura a través de los Derechos Financieros de Transmisión 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 ) PML (Transacción de mercado) + $80 (Vende) PML 1 = $80 PML 2 = $100 - $100 (Compra) DFT (Pago del Administrador del Sistema) Generación Suministro, CdC + $20 (Recibe) Contrato (Transacción bilateral, CxD) + $10 (Recibe) Precio de Contrato = $90 - $10 (Paga) Precio de compraventa + $90 (Vende) - $90 (Compra) P1 P2 (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. 21

22 PwC ha trabajado con múltiples desarrolladores e inversionistas en el análisis de los precios actuales y estimados de la electricidad en México. Los trabajos han tenido como objetivo evaluar el atractivo de desarrollo y/o inversión en diferentes proyectos de generación eléctrica de distintas tecnologías fósiles y renovables, en diferentes regiones del país. Estos trabajos se han los realizado como servicios individuales y dentro de Due Diligence Comerciales en transacciones. Cómo colaboramos con clientes en evaluar el atractivo de los productos y la implicación en su estrategia? Uno de los principales productores de equipos de generación solicitó a PwC México el análisis del potencial mercado de Certificados de Energía Limpia (CELs) para evaluar el impulso que darán estos mecanismos al sector de las energías limpias, y las implicaciones para dicha empresa. PwC México es la firma líder de asesoría en el sector eléctrico, que conjuga experiencia probada en estrategia, regulación, financiamiento e impuestos 22

23 Mercados Mercado del Día en Adelanto Mercado de Tiempo Real Mercado de Hora en Adelanto Contratos de Cobertura Eléctrica Subastas de MP Subastas de LP Asignaciones Fondeo 23

24 Función del mercado 4 Mercados Funcionamiento de mercados en el MEM (1/2) El MEM incluye el MDA y el MTR, que permitirán balancear las inyecciones y retiros en cada nodo, asegurando una adecuada disponibilidad de energía y reservas en el sistema. Adicionalmente, se contará con mercados largo plazo entre los cuales se encuentra el Mercado de Excedentes de Potencia y las Subastas Subastas (2) 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 Excedentes de Potencia Herramienta que permite a ERC y Suministradores cumplir requisitos mínimos de planificación de reservas. Calculará el valor de la obligación específica con base en requisitos de la CRE. Dicho requisito podrá ser un porcentaje de la demanda máxima/demanda en punta. Asignación UCE horizonte extendido (4) Asignación UCE en el Día de Adelanto (4) 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 (4) 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 1 año 7 días 24 horas antes de la 1 hora antes de operación (Vigencia 1, 3, 15 y 20 años (2) ) antes entrega (1) En el Mercado de segunda etapa, el Mercado del Día en Adelanto y el Mercado de Tiempo Real se complementarán por un Mercado de una Hora en Adelanto (2) Habrá tres tipos de Subastas: i) Subastas de Mediano Plazo para una Participación de Carga: y Potencia Su propósito es garantizar que, antes del MDA, los Suministradores Básicos tengan una posición neta esperada cerca de cero (ni comprador ni vendedor) con el fin de reducir su exposición a los precios del mercado spot.; ii) Subastas de Largo Plazo para Potencia, energía limpia y CELs: Su propósito es garantizar una fuente estable de pagos que cubrirán los costos fijos de inversión de nuevas plantas eléctricas para reducir el riesgo de las nuevas inversiones, a la vez que el costo de cumplimiento de los requisitos de CELs se estabilice para los Participantes del Mercado que celebren los contratos resultantes. Lo anterior, sin perjuicio de que los otros ERC y los Generadores participen en dichas subastas con otros objetivos, y iii) Subastas de Derechos Financieros de Transmisión: Después de la asignación de DFT Legados, la capacidad de transmisión restante será vendida en subastas, y los ingresos procedentes de dichas subastas serán asignados como una devolución a todos las ERC. (3) Las Subastas de Mediano Plazo, Largo Plazo y de Derechos Financieros de Transmisión se llevarán a cabo anualmente (a menos que los Manuales de Prácticas determinen mayor frecuencia). Para las Subastas de Mediano Plazo los contratos comenzarán el año después de que se llevó a cabo la subasta y tendrán una duración de tres años; para las Subastas de Largo plazo la vigencia de los contratos comenzará tres años después de la subasta y tendrá una duración de 10 años. Las subastas de DFT tendrán plazos de vigencia de 1, 3 y 10 años. (4) AUGC-HE, AUGC-DA Y AUGC-S son Asignaciones de Unidades de Central Eléctrica para mantener la Confiabilidad, 7 días antes, 1 día antes y después del MDA, respectivamente. 24

25 4 Mercados Funcionamiento de mercados en el MEM (2/2) Las operación del mercado se puede modelar a través de 3 tipo de nodos: NodoP, NodoF y NodoC. El CENACE mantendrá y actualizará modelos de forma separada en cada Sistema Eléctrico, operando un mercado de Potencia individual en cada uno, a menos que los sistemas se interconecten. División de Sistemas Interconectados a Nacional Modelos de red física, comercial y de facturación Tijuana San Luis Río Colorado Bahía de los Ángeles Puerto Peñasco MRF C NodoC (1) F NodoF (2) C F C C C F Mulege Cozumel El Modelo de la Red Física consiste en una base de datos de los elementos así como la representación de los equipos de conexión que representan al SE y reside en el sistema EMS/SCADA del CENACE para el control del SEN. Incluye las restricciones y límites operativos de los elementos del SE de Potencia. Loreto Los Cabos Sistema Interconectado Baja California (SIBC) Sistema Interconectado Mulegé Sistema Interconectado Baja California Sur (SIBC) Sistema Interconectado Nacional (SIN). (1) Nodo de Conectividad (NodoC) componen el MRF y representan las secciones que conectan los interruptores y cuchillas con los elementos de la red mediante un arreglo de interruptor. En un mismo NodoC puede conectarse más de un equipo diferente. Centros de Carga y Centrales Eléctricas Directamente Modelados (2) Nodo de Facturación (NodoF) representa el punto físico de interconexión de cada Central Eléctrica y Centro de Carga al SEN. Se requiere de la implementación de esquemas de medición conforme a los requerimientos del CENACE para conectarse. (3) Nodo de fijación de precios (NodoP) es uno o varios NodosC que representa una inyección o un retiro físico y donde se establece un Precio Marginal Local. El NodoP Elemental corresponde a un bus de red específico en el MCM. NodoP (4) Agregado: Vector de factores de ponderación (suman a 1), con el propósito de representar la distribución media ponderada de inyecciones o retiros entre diferentes NodosP Elementales a partir de una instalación directamente modelada en el MRF (5) NodoP Distribuido: Vector de factores de ponderación (suman a 1), con el propósito de representar la distribución media ponderada de inyecciones o retiros entre diferentes NodosP Elementales a partir de instalaciones Indirectamente Modeladas. 25 MCM P NodoP (3) P A C1 = + C2 = P1 + P2 NodoP Agregado (4) El Modelo Comercial de Facturación es utilizado para la asignación de los pagos asociados a inyecciones y retiros físicos de energía y otros productos al SEN. Complementa al MCM con los recursos indirectamente modelados. MCF El Modelo Comercial de Mercado es utilizado para operar en el mercado de energía y servicios conexos. Es integrado por el MRF complementado para las aplicaciones del MDA y MTR por recursos modelados de forma diferente a sus características físicas de interconexión. P D P1 = + P2 Nodo P Distribuido (5)

26 4 Mercados Mercado de Día Anterior y de Tiempo Real (1/2) En una transacción tipo de energía, los Participantes del Mercado tomarán una posición/adquirirán un compromiso para retirar (como Entidad Responsable de Carga) o entregar (como Generador) electricidad, o bien, recibir un monto basado en el precio del mismo en una fecha u hora futura Ejemplo ilustrativo de transacciones de energía eléctrica para Generadores y Entidades Responsables de Carga 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 26

27 Mercados en que presentan ofertas Parámetros y condiciones de las ofertas Balanceo de inyecciones y retiros en cada nodo y despacho económico 4 Mercados Mercado de Día Anterior y de Tiempo Real (2/2) 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 MTR (1) Ver siguientes láminas para la descripción de los modelos, precio marginal local y nodos. (2) Aplicable a partir de 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. 27

28 4 Mercados Contratos de cobertura eléctrica Alternativamente, las ERC (1) pueden acordar compraventa de energía eléctrica o productos asociados mediante Contratos de Cobertura En el caso de la energía las diferencias con el precio spot en el MEM favorecerán o restarán competitividad a los contratos de cobertura Ejemplo de pagos y cobros bilaterales vs. el balanceo por diferencias en el MEM en un mercado diario (1) ILUSTRATIVO El contrato bilateral establece el precio al que el Generador está obligado a vender la energía a la ERC. A través del contrato de cobertura eléctrica, ajeno al mercado eléctrico, cada parte paga o cobra el monto necesario para que el precio final por la energía sea el acordado Precio de contrato ($/MWh) Precio de mercado ($/MWh) 1 2 En caso de que el precio de mercado este por debajo del costo marginal de generación de la central eléctrica, el pago bilateral proporciona la utilidad al generador tras adquirir la energía requerida directa del mercado. Pago de ERC a Generador Pago de Generador a ERC 8h 9h 10h 11h 12h 13h 14h 15h 16h 17h 18h 19h 20h 21h 22h 23h 24h Cuando el precio del mercado es mayor al precio de contrato, el Suministrador recibe la diferencia por el pago bilateral 1 2 Contrato > Mercado Generador Mercado Eléctrico Mayorista Suministrador Precio Mercado (Transacción de mercado) + $50 (Vende) Precio de Mercado = $50 - $50 (Compra) Contrato de cobertura (CxD) + $20 (Cobra) Precio de Contrato = $70 - $20 (Paga) Precio de compraventa + $70 (Vende) - $70 (Compra) Contrato < Mercado Precio Mercado (Transacción de mercado) + $100 (Vende) Precio de Mercado = $100 - $100 (Compra) Contrato de cobertura (CxD) - $30 (Paga) Precio de Contrato = $70 + $30 (Cobra) Precio de compraventa + $70 (Vende) - $70 (Compra) (1) Análisis excluyendo las diferencias nodales, es decir, considerando que las centrales eléctricas y los centros de carga se encuentran en un mismo nodo Fuente: LIE, Bases de Mercado, Análisis PwC 28

29 4 Mercados Subastas de Mediano Plazo En las Subastas de Mediano Plazo para energía y potencia la CRE determinará los requisitos de contratación que los Suministradores deberán cumplir así como precios máximos para Suministradores de Servicio Básico Subastas de Mediano Plazo para Energía y Potencia Parámetros de la subasta de MP Zona de Potencia/ Sistema Eléctrico Zona de Carga Bloques de carga (base, intermedio, punta) Producto Parámetros de oferta Producto Parámetros de demanda Precio por MW en cada Zona de Potencia Curva de demanda de potencia. (Pares de precio-cantidad) Potencia Energía MW de potencia en cada Zona de Potencia Precio fijo por bloque de carga en cada zona de carga Cantidad de energía MWh por bloque de carga en cada Zona de Carga Optativamente, una razón entre la cantidad de potencia y la cantidad de energía por bloque de carga que desea vender Las ofertas para energía y potencia se evaluarán conjuntamente Se pagará un precio uniforme (1) para cada producto (energía por bloque de carga) Las cantidades a incluirse en contratos se asignarán de forma proporcional a las ventas totales de cada generador y compras totales de cada ERC. Potencia Energía Porcentaje que desea contratar de cada bloque de carga en cada Zona de Carga Precio máximo por cada porcentaje adquirido en cada bloque de carga en cada Zona de Carga (1) El precio pagado y recibido por cada producto es determinado por el precio sombra del problema de maximización del excedente económico a resolver por el CENACE durante la subasta Fuente: LIE, Bases de Mercado, Análisis PwC 29

30 4 Mercados Subastas de Largo Plazo (1/2) En las Subastas de Largo Plazo la duración de los contratos será de 15 años para energía y potencia y 20 años para CELs Los generadores podrán presentar sus ofertas como paquetes de uno o más productos Subastas de Largo Plazo para Energía, Potencia y CELs Parámetros de la subasta de LP Sistema Eléctrico/ Zona de Potencia Zona de Generación No deben especificar zona de entrega Producto Potencia Energía Certificados de Energía Limpia Parámetros de oferta MW de potencia en una Zona de Potencia específica durante 15 años Identificación de las centrales que producirán la potencia Cantidad de Energía Acumulable (1) en una Zona de Generación específica durante 15 años Cantidad de CELs por año durante 20 años Precio fijo por paquete por año para los primeros 15 años del contrato. Se llevarán a cabo anualmente Cada paquete de productos se asignará entre las ERC de manera proporcional a las cantidades de CEL que ofrecieron comprar (1) El precio de oferta de cada paquete de productos será el precio pagado y recibido para dicho paquete durante los primeros 15 años. Se incluirá un precio específico para CELs para los últimos 5 años Producto Potencia Energía Certificados de Energía Limpia Parámetros de demanda MW por año que desea contratar en cada Zona de Potencia Precio máximo por cada MW en cada Zona de Potencia Cantidad de Energía Acumulable MWh por año que desea contratar Precio máximo que está dispuesto a pagar por cada MWh Cantidad de CELs por año que desea contratar Precio máximo que está dispuesto a pagar por cada CEL Porcentaje máximo de cada producto que está dispuesto a contratar antes y después de los contratos de subasta (1) La función objetivo para la asignación será la maximización del excedente económico total. 30

31 Ajuste (MX/MWh) 4 Mercados Subastas de Largo Plazo (2/2) La energía acumulable tiene el objetivo de diferenciar energía que se produzca en horas y ubicaciones diferentes Mientras el ajuste por hora de generación influye en el precio recibido por el generador, el ajuste por zona de generación únicamente se utiliza para propósitos de evaluación de las ofertas Ilustrativo de la determinación de ajustes horarios Ilustrativo de la determinación de ajustes regionales E[PML zona ] E[PML hora,zona ] horas Ajuste horario = E[PML hora,zona ] - E[PML zona ] Antes de la subasta se calculará un vector de factores de ajuste para cada zona de generación, para cada hora del día promedio en cada mes de cada año incluido en la subasta Ajuste regional = E[PML zona ] - E[PML SEN ] Antes de la subasta se estimará la diferencia entre el precio marginal local en cada zona de generación y en el sistema eléctrico nacional (1) La función objetivo para la asignación será la maximización del excedente económico total. 31