CENACE MERCADO PARA EL BALANCE DE POTENCIA AÑO DE PRODUCCIÓN 2016 CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGÍA

Transcripción

1 DIRECCIÓN DE ADMINISTRACIÓN DEL MERCADO SUBDIRECCIÓN DE OPERACIÓN DEL MERCADO JEFATURA DE PLANEACIÓN Y DERECHOS DE TRANSMISIÓN DEPARTAMENTO DE BALANCE DE POTENCIA MERCADO PARA EL BALANCE DE POTENCIA AÑO DE PRODUCCIÓN de Febrero del 2017

2 CONTENIDO I. Conceptos Generales del Mercado para el Balance de Potencia II. Acreditación y Requisitos de Potencia III. Curvas de Potencia IV. Tecnología de Generación de Referencia V. Precio Máximo de la Potencia 2016

3 I. CONCEPTOS GENERALES

4 BASES DEL MERCADO ELÉCTRICO , el mercado eléctrico contará con un Mercado para el Balance de Potencia que garantice la instalación de capacidad de generación suficiente para cumplir los requisitos mínimos establecidos por la CRE. Este mecanismo se complementará por un mecanismo de precios graduales de escasez de reservas. PRECIO

5 BASE 11 MERCADO PARA EL BALANCE DE POTENCIA El Mercado para el Balance de Potencia tiene los siguientes propósitos: Facilitar transacciones entre las ERC cuyos Contratos de Cobertura Eléctrica resultaron insuficientes para cumplir con los requisitos para obtener Potencia establecidos por la CRE, ylos PM que cuenten con Potencia no comprometida en dichos contratos. MBP Establecer una curva de demanda de Potencia en exceso de los requisitos mínimos establecidos por la CRE, y comprar la porción de la Potencia disponible por cuenta de las ERC a fin de fomentar la operación eficiente del MEM. POTENCIA A COMPRAR POR PARTE DE LAS ERC POTENCIA MÍNIMA POTENCIA EFICIENTE

6 MANUAL MERCADO PARA EL BALANCE DE POTENCIA El Manual del Mercado para el Balance de Potencia es el Manual de Prácticas del Mercado que establece los; Procedimientos Reglas Instrucciones Principios de cálculo Directrices Ejemplos A seguir para la operación y administración del Mercado para el Balance de Potencia.

7 MERCADO PARA EL BALANCE DE POTENCIA OBJETIVO: Establecer señales de precio que responden a las condiciones de escasez o superávit de capacidad de generación en el SEN,.. DIRIGIDO A: AlosPMinteresadosen comprar o vender Potencia que requieran para cubrir los desbalances que existan entre sus requisitos de Potencia y las cantidades registradas en sus TBPot. Requisitos de Potencia TBPot

8 CONCEPTOS GENERALES ACREDITACIÓN DE POTENCIA Firme Intermitente Propiedad Conjunta MBP REQUISITOS DE POTENCIA Mínimos Eficientes TGR PRECIO DE LA POTENCIA

9 ZONAS DE POTENCIA Existirá al menos una Zona de Potencia que abarque a cada sistema interconectado. Por lo tanto, en tanto no se autoricen nuevas Zonas de Potencia o cambios a las existentes, se considerarán como existentes las tres Zonas de Potencia siguientes: La Zona de Potencia Sistema Interconectado Nacional ; La Zona de Potencia Sistema Interconectado Baja California ; y, La Zona de Potencia Sistema Interconectado Baja California Sur.

10 HORAS CRÍTICAS HORAS CRÍTICAS IDENTIFICACIÓN DE HORAS CRÍTICAS PARA LOS AÑOS 2016 Y 2017 IDENTIFICACIÓN DE HORAS CRÍTICAS A PARTIR DEL AÑO 2018 Por Demanda Por Reserva

11 HORAS CRÍTICAS SIN

12 DEMANDA DE ENERGÍA MWh/h HORAS CRÍTICAS BCA

13 HORAS CRÍTICAS BCS

14 VALOR DEMANDA Y PERIODO DE LAS 100 HORAS CRÍTICAS 2016 DEMANDA POR BALANCE MÁS ENERGÍA NO SUMISTRADA DURANTE EL AÑO 2016 BCS BCA SIN FECHAS 04 JUL AL 28 OCT 20 JUN AL 31 AGO 23 MAY AL 20 SEP MÁXIMO MW 2, MW 39, MW MÍNIMO MW 2, MW 38, MW PROMEDIO MW 2, MW 39, MW

15 13 DE OCTUBRE 2016 SE CREÓ APARTADO DEL MBP EN EL SITIO PÚBLICO DEL

16 SITIO PÚBLICO DEL HORAS CRÍTICAS 2016

17 II. ACREDITACIÓN Y REQUISITOS DE POTENCIA

18 ACREDITACIÓN DE POTENCIA La cantidad de Potencia que el 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.

19 DISPONIBILIDAD DE PRODUCCIÓN FÍSICA La DPFH será calculada de manera distinta para las Unidades de Central Eléctrica Intermitentes, Unidades de Central Eléctrica Firmes y para las Unidades de Propiedad Conjunta. Las UCE deberán designarse como firmes o intermitentes durante el proceso de registro. DPFH para las UCE Intermitentes Firmes Propiedad Conjunta

20 DISPONIBILIDAD DE PRODUCCIÓN FÍSICA 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. GENERACIÓN NETA DPFH

21 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.

22 DPFH PARA UCE FIRMES Cgna; eslaporción de la capacidad ofrecida que la UCE firme r no hubiera podido generar si el lo hubiera instruido para que la generara, medida en MW. Por ejemplo, supongamos que 00XXX U1 ofertó 320 MW para el día 25/05/2016 desde la hora 14 hasta la hora 18. Sin embargo 00XXX U1 por limitaciones de la unidad informadas por el mismo generador al, sólo pudo entregar 220 MW al sistema. Entonces para 00XXX U1 en las horas de la 14 a la 18 el valor de cgna será de = 100 MW.

23 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, 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. Mantenimiento programado

24 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 en un día que haya tenido 3 o más horas críticas, la DPFH 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

25 DPFprom PARA UCE FIRMES E INTERMITENTES

26 DPFprom PARA UCE FIRMES E INTERMITENTES

27 DPFprom PARA UCE FIRMES E INTERMITENTES DPFprom= SUMA DEL DPFH PARA UCE QUE NO TUVO MANT. PROGR 100 (LAS VECES QUE SM=1)

28 DPFprom PARA UCE FIRMES E INTERMITENTES

29 DPFH PARA UCE FIRMES DPFH EN LAS 100 HORAS CRÍTICAS DPFH EN LAS 100 HORAS CRÍTICAS

30 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. CLASIFICACIÓN CLV_PART GENERADOR FECHA HORA OFERTA GENERACIÓN LIQUIDADA DPFH TÉRMICA G00X AAAAA U1 24/05/ CIL I00X AAAAA U1 24/05/ NA

31 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

32 EJEMPLO DE UCE CON 0 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 XXX AAA GENERADOR XXX 07XXXXXX U01 NO 13 sep :59 HORAS CRÍTICAS BCS GENERACIÓN NETA DE 07XXXXXX U01 DPFH EN LAS 100 HORAS CRÍTICAS 20/09/ HRS.

33 VALIDACIÓN DE LA DPF Las instrucciones de prueba que emita el 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 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

34 DISPONIBILIDAD DE PRODUCCIÓN FÍSICA

35 DISPONIBILIDAD DE ENTREGA FÍSICA (DEF) El 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

36 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. PARA LOS RECURSOS ACTUALMENTE EN SERVICIO SE CONSIDERÓ COMO DEF LA CAPACIDAD NETA Información únicamente con fines de ejemplificar el formato, la información oficial se encuentra disponible en Sitio Público del

37 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 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 CONTINGENTE al sistema eléctrico vecino SISTEMA ELÉCTRICO VECINO

38 DPFH PARA UCE UBICADA EN EL EXTRANJERO Para las Horas Críticas del año 2016, ninguna UCE ubicada en el extranjero cumple con los criterios establecidos para su respectiva acreditación.

39 POTENCIA ANUAL ACREDITADA La cantidad de Potencia que el 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 2016.

40 REQUERIMIENTOS DE POTENCIA DOF 08 SEP 2015 La CRE establece dos requerimientos regulatorios: (I) Requisitos para contratar Potencia a futuro. (II) Requisitos mínimos para obtener Potencia. Todas las ERC (Sum, UCP del Mercado y el GI) estarán obligadas a comprar una cantidad de Potencia que corresponde a los Centros de Carga que representan. Dicho requisito será establecido por la CRE como una función de la demanda de cada ERC en cada zona de Potencia. El será responsable de calcular el valor de la obligación específica de cada ERC, con base en los requisitos emitidos por la CRE. Las ERC cumplirán con su obligación de obtener Potencia exclusivamente a través del Mercado para el Balance de Potencia y/o a través de Contratos de Cobertura Eléctrica para Potencia reportados al.

41 RESOLUCIÓN DE LA CRE DOF 14 ENE 2016 Dicha función es una herramienta de confiabilidad que garantiza la instalación de capacidad de generación suficiente para que las ERC cuenten con recursos suficientes de potencia para abastecer a los activos que representan dentro del Mercado Eléctrico Mayorista. ERC: Cualquier representante de Centros de Carga: Suministradores de Servicios Básicos, Suministradores de Servicios Calificados, Suministradores de Último Recurso, Usuarios Calificados Participantes del Mercado o Generadores de Intermediación.

42 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

43 CAPACIDAD DEMANDADA La Capacidad Demandada (CD) por una ERC se calcula en las Horas Críticas de un año determinado, para ello el calculará la demanda de energía promedio por retiros de la ERC (medida en MW) en cada una de las Horas Críticas, usando los datos históricos disponibles para el, considerando lo siguiente: La demanda de energía se calculará por retiros y será equivalente a la suma de las compras para Centros de Carga a nivel transmisión en su Punto de Entrega y las compras para Centros de Carga a nivel de distribución en el Punto de Entrega.. La capacidad Demandada incluye las Pérdidas Técnicas y No Técnicas RGD`s

44 REGLAS DE INTERPRETACIÓN 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. Anexo del Acuerdo A/074/2015 relacionado con la tarifa de distribución

45 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 en que se realizará el MBP. No se realizarán correcciones al MBP por cambios en reliquidaciones subsecuentes.

46 III. CURVAS DE POTENCIA

47 Curva de Demanda CURVAS DE POTENCIA PARA CADA ZONA DE POTENCIA Curva de Venta Potencia Mínima que deben adquirir las ERC Potencia Eficiente que deben adquirir las ERC

48 OFERTA ESTIMADA DE VENTA DE POTENCIA Oferta Estimada de Venta de Potencia Potencia Anual Acreditada Requisito Anual de Potencia Cantidad Total de Potencia Estimada que los Participantes del Mercado venderan a través del MBP

49 ESTIMACIÓN DE LA CURVA DE DEMANDA 2*[los costos fijos nivelados para la Tecnología de Generación de Referencia] Obligación estimada de Compra de Potencia Requisito Anual de Potencia Potencia Anual Acreditada Cantidad Total de Potencia Estimada de Compra

50 ESTIMACIÓN DE LA CURVA DE DEMANDA 2*[los costos fijos nivelados para la Tecnología de Generación de Referencia] 1*[los costos fijos nivelados para la Tecnología de Generación de Referencia] Requisito de Potencia Eficiente

51 ESTIMACIÓN DE LA CURVA DE DEMANDA Potencia Mínima que deben adquirir las ERC Potencia Eficiente que deben adquirir las ERC

52 PRECIO MÁXIMO DE POTENCIA Precio Cierre de Potencia Estimado (PCPE) Precio Máximo de Potencia Ingresos del Mercado de Energía para la Tecnología de Generación de Referencia

53 TBPot Obligación Neta de Potencia Oferta de Venta de Potencia Las TBPot podrán registrarse ante el a partir de 7 días antes y hasta 1 día antes de la realización del MBP. EL GI NO podrá celebrar Contratos de Cobertura Eléctrica ni realizar TBPot para fines de cumplir con los RAP para los CIL que administre.

54 CARGOS POTENCIALES CP= ONP* PMP Cargos Potenciales Obligación Neta de Potencia Precio Máximo de Potencia estimará para cada Participante del Mercado los Cargos Potenciales inmediatamente antes de la realización del MBP de que se trate, por lo tanto, el último día que tendrán los Participantes del Mercado para incrementarsumontogarantizadodepagocuandoasílorequieranserá el día hábil inmediato anterior a la fecha o al periodo de realización del MBP de que se trate.

55 MONTO GARANTIZADO DE PAGO El GI también está obligado a mantener un Monto Garantizado de Pago suficiente para cumplir con las Obligaciones Netas de Potencia asociadas a los CIL que le corresponda administrar. Las Obligaciones Netas de Potencia del SSB 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.

56 INTERSECCIÓN DE LAS CURVAS Todos los participantes del Mercado cumplen con su requisito mínimo de Potencia Se cumple con toda la Potencia eficiente Precio de Potencia es Cero

57 INTERSECCIÓN DE LAS CURVAS La Potencia se asigna de manera proporcional a las Ofertas de Compra Cada Participante del Mercado tiene una Cantidad Incumplida de la Obligación Neta de Potencia (CIONP)

58 INCUMPLIMIENTO DE LA OBLIGACIÓN NETA DE POTENCIA Cantidad Incumplida de la ONP Obligación Neta de Potencia Potencia adquirida en el MBP CRE PM

59 Se asigna Potencia a toda la Oferta de Compra de los Participantes del Mercado INTERSECCIÓN DE LAS CURVAS Las ERC deberán adquirir Potencia Eficiente

60 CARGO PARA EL ASEGURAMIENTO DE LA POTENCIA Las ERC deberán adquirir Potencia Eficiente en proporción a su RAP y cubriendo para ello el respectivo CAP Cargo para el Aseguramiento de Potencia Cantidad de Ofertas de Compra a que se asigna Potencia Requisito Anual de Potencia de Cantidad de Potencia Adquirida por el MBP Precio Neto de Potencia Requisito Anual de Potencia de todas las

61 Precio Neto de Potencia PRECIO NETO DE POTENCIA Precio Cierre de Potencia Precio Cierre de Potencia Ingresos del Mercado de Energía para la Tecnología de Generación de Referencia

62 IV. TECNOLOGÍA DE GENERACIÓN DE REFERENCIA

63 TGR TECNOLOGÍA DE GENERACIÓN DE REFERENCIA Tecnología de Generación de Referencia: Es la fuente marginal de nueva Potencia que se toma de una muestra razonable de tecnologías de generación cuyas características permitan su instalaciónyoperaciónenlamayorpartedelazonadepotencia correspondiente y que sea replicable a escala comercial, que minimiza los costos netos de generación y potencia en el largo plazo para esa Zona de Potencia. PROPONE TGR EN CASO NECESARIO EMITE SUS COMENTARIOS PUBLICA NO OBJECIÓN

64 TECNOLOGÍA DE GENERACIÓN DE REFERENCIA Se analizaron diferentes tecnologías en los puntos de interconexión anteriormente descritos, determinándose los costos fijos y variables nivelados que incluyen los siguientes parámetros: LOS COSTOS FIJOS NIVELADOS 1. Costo Fijo Nivelado de Inversión 1.1 Costo de los Materiales, equipos, infraestructura 1.2. Mano de obra directa o indirecta 1.3 Servicios de ingeniería, procura y construcción del contratista 1.4. Costos Originados por estudios previos o factibilidad 1.5. Costos de ingeniería, control y permisos 1.6. Costos de Interconexión a la Red Eléctrica y Red de Gasoductos 2. Costos Fijos de Operación y Mantenimiento 3. Costo de Terreno Nivelado 4. Costos Fijos de Transporte de Combustible LOS COSTOS VARIABLES NIVELADOS 1. Costo Variable de Operación y Mantenimiento 2. Costo Variable del Combustible.

65 COSTOS FIJOS Y VARIABLES DE LA TGR Sistema Interconectado Nacional Turbogás aeroderivada gas Turbogás industrial gas 1 1* 1 1F Capacidad Bruta. [MW] Potencia Entregada. [MW] Costos nivelados de inversión [USD/MW año] 128, , , , Costos de operación y mantenimiento fijo [USD/MW año] 24, , , , Costo de terreno nivelado [USD/MW año] Costos fijos de transporte de combustible [USD/MW año] 31, , , , Costos Fijos Nivelados [USD/MW año] 184, , , , Costos de operación y mantenimiento Variables [USD/MW año] 3, , , , Costos nivelados de combustible [USD/MW año] 50, , , , Costos Variables Nivelados [USD/MW año] 54, , , , Costos Totales Nivelados [USD/MW año] 239, , , , Baja California Turbogás aeroderivada gas Turbogás industrial gas 1 1* 1 1F Capacidad Bruta. [MW] Potencia Entregada. [MW] Costos nivelados de inversión [USD/MW año] 122, , , , Costos de operación y mantenimiento fijo [USD/MW año] 22, , , , Costo de terreno nivelado [USD/MW año] 1, , , Costos fijos de transporte de combustible [USD/MW año] 16, , , , Costos Fijos Nivelados [USD/MW años] 163, , , , Costos de operación y mantenimiento Variables [USD/MW año] 3, , , , Costos nivelados de combustible [USD/MW año] 47, , , , Costos Variables Nivelados [USD/MW año] 51, , , , Costos Totales Nivelados [USD/MW año] 214, , , ,984.37

66 COSTOS FIJOS Y VARIABLES DE LA TGR Baja California Sur Turbogás Conceptos Combustión Interna aeroderivada diésel 1 [44 MW] 3 [3.6 MW] [42.3 MW] Capacidad Bruta. [MW] Potencia Entregada. [MW] Costos nivelados de inversión [USD/MW año] 390, , , Costos de operación y mantenimiento fijo [USD/MW año] 71, , , Costo de terreno nivelado [USD/MW año] 3, , , Costos fijos de transporte de combustible [USD/MW año] 18, , Costos Fijos Nivelados [USD/MW año] 483, , , Costos de operación y mantenimiento variables [USD/MW año] 48, , , Costos nivelados de combustible [USD/MW año] 468, , , Costos Variables Nivelados [USD/MW año] 516, , , Costos Totales Nivelados [USD/MW año] 999, ,125, ,140.01

67 IMTGR, 0,,,, El cálculo de,, es representativo de los ingresos por ventas del mercado de energía menos el costo operativo variable total de 1 MW de la Tecnología de Generación de Referencia durante 1 hora.

68 TARIFA Y TRANSMISIÓN O DISTRIBUCIÓN DE ACUERDO A LAS OFERTAS REALES REALIZADAS POR LAS GENERADORES AL MDA CVTGR = CV_OyM + CV_COM + TARIFA + TARIFA TRANSMISIÓN O DISTRIBUCIÓN TARIFAS 2016; TRANSMISIÓN 2.48 Pesos/MWh Pesos/MWh (>220 kv) ó Pesos/MWh ( <220 kv) O DISTRIBUCIÓN SE INCLUYE LA TARIFA DE Y TRANSMISIÓN O DISTRIBUCIÓN EN LOS COSTOS VARIABLES DE LA TGR

69 IMTGR El calculará los Ingresos del Mercado para la TGR de la siguiente forma:, 0,,,,

70 IMTGR El cálculo de,, es representativo de los ingresos por ventas del mercado de energía menos el costo operativo variable total de 1 MW de la Tecnología de Generación de Referencia durante 1 hora. Turbogás aeroderivada gas Turbogás industrial gas SIN BCA BCS 1 1* 1 1F (44.7 MW) (103 MW) (88.8 MW) (186.5 MW) [USD/MW año] 88,935 88,763 57,745 77,432 [Pesos /MW año] 1,650,060 1,647,306 1,073,742 1,437,383 [USD/MW año] 27,558 27,663 8,944 20,080 [Pesos /MW año] 518, , , ,551 Combustión Interna Turbogás aeroderivada gas diésel 1 3 (42.3 MW) (44 MW) (3.6 MW) [USD/MW año] 445, ,424 36,082 [Pesos/MW año] 8,338,826 7,013, ,403

71 TECNOLOGÍA SELECCIONADA Sistema BCS BCA SIN Tecnología Capacidad [MW] Turbogás Industrial Gas Turbogás industrial gas Turbogás Aeroderivada Diésel 42.3 Costos Fijos Nivelados pesos/mw año (USD/MW año) IMTGR pesos/mw año (USD/MW año) 2,245, ,437, (109, ) (77, ) 1,857, , (90, ) (20, ) 3,076, , (149, ) (36, )

72 V. PRECIO MÁXIMO DE LA POTENCIA 2016

73 POTENCIA ANUAL ACREDITADA VALOR DEMANDA POR BALANCE MÁS ENERGÍA NO SUMISTRADA DURANTE EL AÑO 2016 BCS BCA SIN FECHAS 04 JUL AL 28 OCT 20 JUN AL 31 AGO 23 MAY AL 20 SEP Zona de Potencia Potencia Anual Acreditada (PAA) SIN 44, BCA 2, BCS

74 CAPACIDAD DEMANDADA Zona de Potencia Capacidad Demandada (CD) Requisito Anual de Potencia (RAP) SIN 38, , BCA 2, , BCS ZP RPm SIN 7.7% BCA 0% BCS 13.8%

75 RPm y RPe// RESERVA MEDIDA Zonas de Potencia MÍNIMO EFICIENTE RPm RPe RESERVA VIRPm Reserva Medida VIRPe 39.8 SIN 7.7% 15.3% BCA 0% 7.8% BCS 13.8% 32.7% SIN BCA BCS CONCEPTOS GENERALES SIN BCA BCS PAA (MW AÑO) 44, , CD (MW AÑO) 38, , RESERVA MEDIDA (%) 13.9% 3.5% 39.8%

76 REQUISITO ANUAL DE POTENCIA EFICIENTE

77 SIN Precio [p.u.] Curva de Demanda Estimada SIN , , , , , Potencia [MW] RP RPm 7.7 % RPe 15.3 % PCPE p.u. Demanda Oferta PCPE PM_SIN = (1.178*2,245, ) 1,437, PM_SIN = 1,207, Pesos/MW año

78 BCA Precio [p.u.] Curva de Demanda Estimada BCA 2, , , RP RPm 0 % RPe 7.8 % PCPE p.u , , Potencia [MW] Demanda Oferta PCPE PM_BCA = (1.553*1,857, ) 377, PM_BCA = 2,507, pesos/mw año

79 BCS Precio [p.u.] Curva de Demanda Estimada BCS RP RPm 13.8 % RPe 32.7 % PCPE p.u Potencia [MW] Demanda Oferta PCPE PM_BCS = (0.621*3,076, ) 670, PM_BCS = 1,240, Pesos/MW año

80 POTENCIA EFICIENTE Potencia Mínima Que deben adquirir las ERC Potencia Eficiente Que deben adquirir las ERC

81 SIN Curva de Demanda Estimada , , Precio [p.u.] , , , Potencia [MW] Demanda Oferta PCPE POTENCIA EFICIENTE A COMPRARSE 39, ,944.29= 2, MW

82 BCA 2.5 Curva de Demanda Estimada 2, , Precio [p.u.] , , , Potencia [MW] Demanda Oferta PCPE POTENCIA EFICIENTE A COMPRARSE 2, ,347.24= MW

83 BCS Curva de Demanda Estimada Precio [p.u.] Potencia [MW] Demanda Oferta PCPE POTENCIA EFICIENTE A COMPRARSE = MW

84 GRACIAS!