DIRECCIÓN DE ADMINISTRACIÓN DEL MERCADO SUBDIRECCIÓN DE OPERACIÓN DEL MERCADO DEPARTAMENTO DE BALANCE DE POTENCIA

Transcripción

1 DIRECCIÓN DE ADMINISTRACIÓN DEL MERCADO SUBDIRECCIÓN DE OPERACIÓN DEL MERCADO DEPARTAMENTO DE BALANCE DE POTENCIA CONSIDERACIONES GENERALES PRIMER MERCADO DE BALANCE DE POTENCIA 20 Febrero del 2016

2 MERCADO DE BALANCE DE POTENCIA Dirigido a : AlosPMinteresadosen comprar o vender Potencia que requieran para cubrir los desbalances queexistanentresusrequisitosdepotencia ylas cantidades registradas en sus TBPot. Objetivo: Establecer señales de precio que responden a las condiciones de escasez o superávit de capacidad de generación en el SEN.

3 REGLAS DE INTERPRETACIÓN 1. El Generador de Intermediación (GI) será considerado para el Mercado para el Balance de Potencia (MBP) como Entidad Responsable de Carga (ERC) por lo que se refiere a los Centros de Carga que represente en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en atención a los Contratos de Interconexión Legados (CIL) que administre. 2. Los Generadores serán considerados para el MBP como ERC por lo que se refiere a las Unidades de Central Eléctrica (UCE) que representen en el MEM cuando esas UCE deban tener el carácter de Usuarios Finales en virtud de que consuman energía eléctrica a partir del SEN, por ejemplo para los S.P. 3. Los Distribuidores serán considerados para el MBP como ERC (compradores) o Generadores (Vendedores), por las diferencias entre las pérdidas reales y las pérdidas eficientes reconocidas por la CRE. Para el primer MBP, se usarán las pérdidas eficientes reconocidas por la CRE en lugar de las pérdidas observadas.

4 ESTIMACIONES DE VALORES Para el primer MBP, para los CIL que no cuenten con mediciones separadas de generación y retiros reportadas al CENACE, este último estimará los valores de los mismos para la ejecución del MBP. Para el primer MBP, para los generadores en los que no se cuente con mediciones de consumo de servicios propios, el CENACE estimará los valores de los mismos para la ejecución del MBP.

5 HORAS CRÍTICAS Para el primer Mercado de Balance de Potencia, las horas críticas, serán aquellas 100 horas analizadas a partir del Inicio del Mercado Eléctrico Mayorista y que hayan presentado la mayor demanda de energía calculada por Balance más cualquier demanda no suministrada. Demanda para el cálculo de las horas críticas= Generación + Importaciones Exportaciones + Demanda No sumistrada La demanda no suministrada para el primer MBP será la suma de cortes de carga manual, afectación de carga por operación de 81, DAC, afectación de carga por operación de protección 27, y toda aquella afectación de carga ocasionada por un EAR integrada en una hora (medida en MWh/h)

6 ACREDITACIÓN DE POTENCIA La cantidad de Potencia que el CENACE acreditará a cada Recurso para efectos del MBP corresponderá a la Capacidad Entregada por ese Recurso al SEN (expresada en MW) durante el Año de Producción Disponibilidad de Producción Física (DPF): La porción promediada de la Capacidad Instalada que haya estado disponible para producir energía neta. Disponibilidad de Entrega Física (DEF): La porción promediada de la Capacidad Instalada que, tomando en cuenta la capacidad de transmisión y distribución del SEN, se considera que puede contribuir a la capacidad de un sistema interconectado para suministrar demanda.

7 DISPONIBILIDAD DE PRODUCCIÓN FÍSICA La DPFH será calculada de manera distinta para las Unidades de Propiedad Conjunta, las Unidades de Central Eléctrica Intermitentes y las Unidades de Central Eléctrica Firmes. DPFH UPC UCEF UCEI

8 DISPONIBILIDAD DE PRODUCCIÓN FÍSICA UNIDADES DE PROPIEDAD CONJUNTA Respecto a las Unidades de Propiedad Conjunta quedarían cubiertas y dividas desde su clasificación y tipo de oferta UNIDADES DE CENTRAL INTERMITENTES La DPFH para las Unidades Intermitentes corresponderá a la cantidad física de energía aplicable acadahoracríticapara fines de liquidaciones de generación bajo las reglas del mercado de Energía de Corto Plazo, correspondiente a la energía entregada en el Punto de Interconexión.

9 DPFH PARA UCE FIRMES La DPFH para las Unidades Firmes corresponderá a su DISPONIBILIDAD MÁXIMA para PRODUCIR ENERGÍA NETA. Ofcgmax; es la capacidad de generación máxima para la UCE firme r ofrecida en el MTR en la hora h mediante la oferta de Límite de Despacho Económico Máximo, medidaenmw. La DPFH durante el tiempo que no exista el MTR, se obtendrá de las ofertas de límite de Despacho Económico Máximo de las bases de datos del AUGC, y en los casos donde no exista información de ofertas de las bases de datos del AUGC se tomarán los datos de las bases de datos del MDA. Cgna; eslaporción de la capacidad ofrecida que la UCE firme r no hubiera podido generar si el CENACE lo hubiera instruido para que la generara, medida en MW.

10 DPFH PARA UCE FIRMES SM; tomará el valor 1 cuando ocurra una indisponibilidad de UCE firme r en la HC h por salida a mantenimiento reprogramado por el CENACE, obien para la tercera HC y cualquier Hora Crítica subsecuente dentro de un día, cuando la Unidad esté indisponible por cualquier mantenimiento programado; y 0 en caso contrario.

11 DPFprom PARA UCE FIRMES E INTERMITENTES La DPFprom es el promedio de la DPFH de una UCE firme r en las demás Horas Críticas, medida en MW. Esto es equivalente a calcular la, usando únicamente las horas que no abarcan aquellas para las cuales, 1. Para las UCE intermitentes se acreditará la DPFH, Si la UCE tuvo un MANTENIMIENTO PROGRAMADO autorizado por el CENACE en un día que haya tenido 3 o más horas críticas, la DEFH será; Para las primeras dos horas reflejará como no disponible a la UCE. Para la Tercer y cualquier HC subsecuente de ese mismo día corresponderá al promedio de la DPFH que tenga esa UCE en las horas críticas subsecuentes. MISMO CRITERIO PARA FIRMES E INTERMITENTES

12 DISPONIBILIDAD DE ENTREGA FÍSICA (DEF) El CENACE determinará la DEF para cada recurso durante el proceso de interconexión o conexión de ese Recurso al SEN. No se ajustará por la entrada en operación de CE ni por la indisponibilidad real de las redes que ocurra con posterioridad a la determinación original de la DEF

13 DISPONIBILIDAD DE ENTREGA FÍSICA (DEF) Si la totalidad de la Capacidad Instalada del Recurso bajo estudio puede ser entregada sin la necesidad de trabajos adicionales en la RNT y las RGD se considerará lo siguiente: La DEFH para cada Hora Crítica será equivalente a la Capacidad Instalada del Recurso bajo estudio. Como resultado de ello, la DEF será igual a la Capacidad Instalada.

14 OPERACIÓN COMERCIAL DPFH La Disponibilidad de Producción Física Horaria (DPFH) será de cero en las Horas Críticas que ocurran antes de que entre en operación comercial o en las Horas Críticas que ocurran después de su retiro. Derivado de lo anterior se colocó cero DPFH a aquellas unidades de generación que estuvieran en pruebas previas a su operación comercial. PRUEBAS

15 CENTRALES CON CERO DPFH AL NO ESTAR EN OP DURANTE LAS HC CLV_SISTEMA DATOS DEL GENERADOR CLV_PARTICIPANTE DEL MERCADO CLV_CEN TRAL CLV_UNIDAD FECHA DE OPERACIÓN COMERCIAL ENTRÓ EN OC EN 2015 O ANTES UNIDADES QUE ENTRARON EN OC EN EL AÑO 2016 FECHA HORA BCS CFE GENERADOR BCU 07BCSBCU U05 NO 13 sep :59 SIN GENERADOR DE INTERMEDIACIÓN 08HRA 08HRA COG NO 23 sep :21 SIN GENERADOR DE INTERMEDIACIÓN 03BEO 03BEO COG NO 01 ago :00 SIN GENERADOR DE INTERMEDIACIÓN 03PMD 03PMD COG NO 01 jul :00 SIN GENERADOR DE INTERMEDIACIÓN 03TRL 03TRL PPR NO NA NA SIN GENERADOR DE INTERMEDIACIÓN 01BSM 01BSM AUT NO NA NA SIN CFE GENERADOR 02CBE 02CBE PTA NO NA NA SIN GENERADOR DE INTERMEDIACIÓN 02GEI 02GEI COG NO NA NA SIN GENERADOR DE INTERMEDIACIÓN 02GLR 02GLR COG NO 01 Jun :00 SIN GENERADOR DE INTERMEDIACIÓN 02IDB 02IDB COG NO NA NA SIN CFE GENERADOR 02PRI 02PRI PTA NO NA NA SIN GENERADOR DE INTERMEDIACIÓN 06ATC 06ATC AUT NO 01 Ago :00 SIN GENERADOR DE INTERMEDIACIÓN 06DNO 06DNO AUT NO 01 Oct :00 SIN GENERADOR DE INTERMEDIACIÓN 06PQR 06PQR AUT NO NA NA SIN GENERADOR DE INTERMEDIACIÓN 06PYC 06PYC COG NO 01 Oct :00 SIN GENERADOR DE INTERMEDIACIÓN 01QUA 01QUA COG NO NA NA SIN CFE GENERADOR 04AGD 04AGD PTA NO NA NA Mercado para el Balance de Potencia (Año de Producción 2016)

16 DEF PARA UCE UBICADAS EN EL EXTRANJERO Para considerar que una Unidad de Central Eléctrica ubicada en el extranjero puede contribuir al suministro de la demanda en las Horas Críticas de la Zona de Potencia en la que esté ubicado el punto que lo interconecte con el Sistema Eléctrico Nacional y que, por lo tanto, el CENACE deberá determinar y tomar en cuenta su Disponibilidad de Entrega Física, será indispensable que; La potencia que sea puesta a disposición del SEN NO SEA DE CARÁCTER CONTINGENTE al sistema eléctrico vecino SISTEMA ELÉCTRICO VECINO

17 UNIDADES DEL MDA CON CERO DPFH IMPOR O UCE EXTRAJERAS Para las Horas Críticas del año 2016, ninguna UCE ubicada en el extranjero cumple con los criterios establecidos para su respectiva acreditación.

18 DEF PARA UCE UBICADAS EN MÉXICO CON INTERCONEXIÓN A UN SEF Las UCE instaladas en territorio nacional y que estén registradas en el MEM, pero que a su vez tengan una interconexión directa a un sistema eléctrico foráneo por medio de un cable conductor o que puedan establecer dicha interconexión a través de cualquier equipo de maniobra que esté efectivamente instalado, podrán acreditar DEF cuando no se incluyan en ningún contrato de Interconexión con el Sistema Eléctrico Foráneo, o cuando su contrato de interconexión con el Transportista en México establezca que bajo cualquier condición que se presente en el sistema eléctrico foráneo, el CENACE tendrá jurisdicción para interrumpir la exportación de manera inmediata y ordenar la interconexión inmediata de la UCE al SEN.

19 VALIDACIÓN DE LA DPF Las instrucciones de prueba que emita el CENACE tendrán por objeto comprobar la disponibilidad real de cada Recurso. Dado que la DPFH de cada Recurso depende de las ofertas realizadas respecto a esos Recursos en el MTR, las instrucciones de prueba serán para el MTR. Cada vez que un Recurso NO haya estado tenido disponible la capacidad ofrecida en el MTR, la DPFH anual que sea calculada para ese recurso se verá reducida por el 10% de la capacidad que no haya estado disponible. Para el primer MBP, no existirá reducción en la DPF por incumplimiento del despacho normal en el MTR; en todo caso aplicarán reducciones en la DPF por indisponibilidad en términos de las Reglas del Mercado

20 REQUISITO ANUAL DE POTENCIA La Cantidad de Potencia que cada ERC estará obligado a adquirir para cada año. Determinará los valores de VIRP Determina los RPm y RPe Realiza el cálculo del RAP, Evalúa Zonas de Potencia, realiza estudios técnicos de PZRCE. Aprueba las ZP y determina PZRCE

21 CURVA ESTIMADA El CENACE estimará la cantidad de Potencia que cada PM venderá a través del MBP sin tomar en cuenta TBPot

22 PRECIO DE POTENCIA MÁXIMO Y NETO El CENACE calculará el Precio Máximo de Potencia para cada ZP, asumiendo que el Monto Garantizado de Pago de cada uno de los PM será suficiente para garantizar la oferta de compra de Potencia implícita en su ONP. El CENACE calculará el Precio Neto de Potencia para cada ZP, incluyendo únicamente aquellos que hayan presentado el Monto Garantizado de Pago.

23 DISPOSICIONES PARTICULARES GENERADOR DE INTERMEDIACIÓN El CENACE calculará el RAP y PAA para cada contrato de Interconexión Legado que represente el GI. EL GI NO podrá celebrar Contratos de Cobertura Eléctrica ni realizar TBPot para fines de cumplir con los RAP para los CIL que administre. TBPot

24 CURVAS DEFINITIVAS NO incluye TBPOt Incluye TBPOt

25 MONTO GARANTIZADO DE PAGO La Potencia que deba adquirir cada ERC para cumplir con su RAP y que no haya sido adquirida a través de TBPot o a través de la acreditación de Potencia, deberá ser adquirida necesariamente a través del MBP y constituirá su ONP. De manera similar, la Potencia que un Participante del Mercado enajene a través de TBPot en exceso a la Potencia que le haya sido acreditada por el CENACE y que haya adquirido a través de otras TBPot, deberá ser adquirida necesariamente a través del MBP y constituirá su ONP. I. La Obligación Neta de Potencia de un Participante del Mercado constituirá su Oferta de Compra de Potencia en el Mercado para el BalancedePotenciacorrespondientecuando se encuentre debidamente respaldada a través de su Monto Garantizado de Pago. II. La Obligación Neta de Potencia de un Participante del Mercado que no se encuentre debidamente respaldada a través de su Monto Garantizado de Pago, constituirá su Obligación Neta de Potencia Incumplida y el Participante del Mercado será sancionado por la CRE en los términos de la legislación aplicable. CRE PM

26 MONTO GARANTIZADO DE PAGO El Generador de Intermediación también está obligado a mantener un Monto Garantizado de Pago suficiente para cumplir con las Obligaciones Netas de Potencia asociadas a los Contratos de Interconexión Legados que le corresponda administrar. Las Obligaciones Netas de Potencia del Suministrador de Servicios básicos correspondientes al Año de Producción 2016 serán consideradas como Ofertas de Compra de Potencia en el MBP correspondiente a ese año independientemente de que el Monto Garantizado de Pago del Suministrador de Servicios Básicos sea o no sea suficiente para respaldar esas ofertas de compra de Potencia.

27 MONTO GARANTIZADO DE PAGO El CENACE estimará para cada Participante del Mercado los cargos potenciales (CP) que represente su Obligación Neta de Potencia en el Mercado para el Balance de Potencia para cada Zona de Potencia, para lo cual multiplicará su Obligación Neta de Potencia en cada Zona de Potencia por el Precio Máximo de Potencia para esa Zona de Potencia. La estimación de los cargos potenciales se realizará inmediatamente antes dela realización del MBP de que se trate, por lo tanto, el último día que tendrán los Participantes del Mercado para incrementar su Monto Garantizado de Pago cuando así lo requieran será el día hábil inmediato anterior a la fecha o al periodo de realización del Mercado para el Balance de Potencia de que se trate. CP = ONP * PMP

28 DATOS DE ÚLTIMA RELIQUIDACIÓN En tanto se emita otro criterio en las Reglas del Mercado, el MBP se realizará con la última reliquidación disponible al momento de la publicación del RAP y PAA. No se realizarán correcciones al MBP por cambios en reliquidaciones subsecuentes.

29 FIN