Consideraciones generales Primer MBP v2016 12 02€¦ · Información no Vinculatoria, realizada...

CENACECENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGÍA


CONSIDERACIONES GENERALES PRIMERMERCADO DE BALANCE DE POTENCIA

02 Diciembre del 2016

DIRECCIÓN DE ADMINISTRACIÓN DEL MERCADOSUBDIRECCIÓN DE OPERACIÓN DEL MERCADO

DEPARTAMENTO DE BALANCE DE POTENCIA

Dirección General del CENACE


MERCADO DE BALANCE DE POTENCIA

Dirigido a :A los PM interesados en comprar o vender Potencia que requieran paracubrir los desbalances que existan entre sus requisitos de Potencia y lascantidades registradas en sus TBPot.

Objetivo:Establecer señales de precio que responden a las condiciones de escasez osuperávit de capacidad de generación en el SEN, los cuales fomentarán unademanda adecuada para contratar Potencia a mediano y largo plazo,incentivando el desarrollo de nueva capacidad de generación para el SEN enla medida en que se requiera para que el SEN pueda satisfacer la demandaeléctrica.



REGLAS DE INTERPRETACIÓN

1.‐ El Generador de Intermediación (GI) será considerado para el Mercado parael Balance de Potencia (MBP) como Entidad Responsable de Carga (ERC) por loque se refiere a los Centros de Carga que represente en el Mercado EléctricoMayorista (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 serefiere a las Unidades de Central Eléctrica (UCE) que representen en el MEMcuando esas UCE deban tener el carácter de Usuarios Finales en virtud de queconsuman 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 laspérdidas eficientes reconocidas por la CRE.Para el primer MBP, se usarán las pérdidas eficientes reconocidas por la CRE en lugar de las pérdidas observadas.



ESTIMACIONES DE VALORES

Para el primer MBP, para los CIL que no cuenten con mediciones separadas degeneración y retiros reportadas al CENACE, este último estimará los valores delos mismos para la ejecución del MBP.

Para el primer MBP, para los generadores en los que no se cuente conmediciones de consumo de servicios propios, el CENACE estimará los valores delos mismos para la ejecución del MBP.



HORAS CRÍTICAS

Para el primer Mercado de Balance de Potencia, las horas críticas, serán aquellas100 horas analizadas a partir del Inicio del Mercado Eléctrico Mayorista y quehayan presentado la mayor demanda de energía calculada por Balance máscualquier demanda no suministrada.

Demanda para el cálculo de las horas críticas= Generación + Importaciones – Exportaciones + Demanda No sumistrada

La demanda no suministrada para elprimer MBP será la suma de cortes decarga manual, afectación de carga poroperación de 81, DAC, afectación decarga por operación de protección 27,y toda aquella afectación de cargaocasionada por un EAR integrada enuna hora (medida en MWh/h)



ACREDITACIÓN DE POTENCIA

La cantidad de Potencia que el CENACEacreditará a cada Recurso para efectos delMBP corresponderá a la CapacidadEntregada por ese Recurso al SEN(expresada en MW) durante el Año deProducción 2016.

Disponibilidad de ProducciónFísica (DPF): La porciónpromediada de la CapacidadInstalada que haya estadodisponible para producirenergía neta.

Disponibilidad de Entrega Física (DEF): Laporción promediada de la Capacidad Instaladaque, tomando en cuenta la capacidad detransmisión y distribución del SEN, seconsidera que puede contribuir a la capacidadde un sistema interconectado para suministrardemanda.



DISPONIBILIDAD DE PRODUCCIÓN FÍSICA

La DPFH será calculada de manera distinta para las Unidades de PropiedadConjunta, las Unidades de Central Eléctrica Intermitentes y las Unidades deCentral Eléctrica Firmes.

UPC UCEF UCEI

DPFH



DISPONIBILIDAD DE PRODUCCIÓN FÍSICA

Respecto a las Unidades de Propiedad Conjunta quedarían cubiertas ydividas desde su clasificación y tipo de oferta

UNIDADES DE PROPIEDAD CONJUNTA

La DPFH para las Unidades Intermitentes corresponderá a la cantidad físicade energía aplicable a cada Hora crítica para fines de liquidaciones degeneración bajo las reglas del mercado de Energía de Corto Plazo,correspondiente a la energía entregada en el Punto de Interconexión.

UNIDADES DE CENTRAL INTERMITENTES

Información preliminar no vinculatoria.



DPFH PARA UCE FIRMES

La DPFH para las Unidades Firmes corresponderá a su DISPONIBILIDADMÁXIMA para PRODUCIR ENERGÍA NETA.

Ofcgmax; es la capacidad de generación máxima para la UCE firme r ofrecida enel MTR en la hora h mediante la oferta de Límite de Despacho EconómicoMáximo, medida en MW.

La DPFH durante el tiempo que no exista el MTR, se obtendrá de las ofertas delímite de Despacho Económico Máximo de las bases de datos del AUGC, y en loscasos donde no exista información de ofertas de las bases de datos del AUGC setomarán los datos de las bases de datos del MDA.

Cgna; es la porción de la capacidad ofrecida que la UCE firme r no hubierapodido generar si el CENACE lo hubiera instruido para que la generara,medida en MW.



SM; tomará el valor 1 cuando ocurra una indisponibilidad de UCE firme r enla HC h por salida a mantenimiento reprogramado por el CENACE, o bienpara la tercera HC y cualquier Hora Crítica subsecuente dentro de un día,cuando la Unidad esté indisponible por cualquier mantenimientoprogramado; y 0 en caso contrario.

DPFH PARA UCE FIRMES



Para las UCE intermitentes se acreditará la DPFH, Si la UCE tuvo unMANTENIMIENTO PROGRAMADO autorizado por el CENACE en un día que hayatenido 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.

DPFprom PARA UCEFIRMES 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.

MISMO CRITERIO PARA FIRMES E INTERMITENTES



DISPONIBILIDAD DE ENTREGA FÍSICA (DEF)

El CENACE determinará la DEFpara cada recurso durante elproceso de interconexión oconexión de ese Recurso al SEN.

No se ajustará por la entrada enoperación de CE ni por laindisponibilidad real de las redesque ocurra con posterioridad a ladeterminación original de la DEF



DISPONIBILIDAD DE ENTREGA FÍSICA (DEF)

Si la totalidad de la Capacidad Instalada del Recurso bajo estudio puede serentregada sin la necesidad de trabajos adicionales en la RNT y las RGD seconsiderará lo siguiente:

La DEFH para cada Hora Crítica será equivalente a la Capacidad Instaladadel Recurso bajo estudio. Como resultado de ello, la DEF será igual a laCapacidad Instalada.



OPERACIÓN COMERCIALDPFH

La Disponibilidad de Producción Física Horaria (DPFH) será de cero en lasHoras Críticas que ocurran antes de que entre en operación comercial oen las Horas Críticas que ocurran después de su retiro.

Derivado de lo anterior se colocócero DPFH a aquellas unidades degeneración que estuvieran enpruebas previas a su operacióncomercial, aunque la energíageneradas haya sido liquidada en elMDA.

PRUEBAS



CENTRALES CON CERO DPFH AL NO ESTAR EN OP DURANTE LAS HC

Información no Vinculatoria, realizada con los datos a Oct2016

DATOS DEL GENERADOR FECHA DE OPERACIÓN COMERCIAL

CLV_SISTEMA CLV_PARTICIPANTE DEL MERCADO CLV_CENTRAL CLV_UNIDAD ENTRÓ EN OC EN

2015 O ANTES

UNIDADES QUE ENTRARON EN OC EN EL AÑO 2016

FECHA HORA

SIN GENERADOR DE INTERMEDIACIÓN 08HRA 08HRA‐COG NO 23‐sep‐2016 18:21SIN GENERADOR DE INTERMEDIACIÓN 03BEO 03BEO‐COG NO 01‐ago‐2016 00:00SIN GENERADOR DE INTERMEDIACIÓN 03PMD 03PMD‐COG NO 01‐jul‐2016 00:00SIN GENERADOR DE INTERMEDIACIÓN 03TRL 03TRL‐PPR NO NA NASIN GENERADOR DE INTERMEDIACIÓN 01BSM 01BSM‐AUT NO NA NASIN CFE GENERADOR 02CBE 02CBE‐PTA NO NA NASIN GENERADOR DE INTERMEDIACIÓN 02GEI 02GEI‐COG NO NA NASIN GENERADOR DE INTERMEDIACIÓN 02GLR 02GLR‐COG NO 01‐Jun‐2016 00:00SIN GENERADOR DE INTERMEDIACIÓN 02IDB 02IDB‐COG NO NA NASIN CFE GENERADOR 02PRI 02PRI‐PTA NO NA NASIN GENERADOR DE INTERMEDIACIÓN 06ATC 06ATC‐AUT NO 01‐Ago‐2016 00:00SIN GENERADOR DE INTERMEDIACIÓN 06DNO 06DNO‐AUT NO 01‐Oct‐2016 00:00SIN GENERADOR DE INTERMEDIACIÓN 06PQR 06PQR‐AUT NO NA NASIN GENERADOR DE INTERMEDIACIÓN 06PYC 06PYC‐COG NO 01‐Oct‐2016 00:00BCS CFE GENERADOR BCU 07BCSBCU‐U05 NO 13‐sep‐2016 23:59SIN GENERADOR DE INTERMEDIACIÓN 01QUA 01QUA‐COG NO NA NASIN CFE GENERADOR 04AGD 04AGD‐PTA NO NA NA



DEF PARA UCE UBICADAS EN EL EXTRANJERO

Para considerar que una Unidad de Central Eléctrica ubicada en elextranjero puede contribuir al suministro de la demanda en las HorasCríticas de la Zona de Potencia en la que esté ubicado el punto que lointerconecte con el Sistema Eléctrico Nacional y que, por lo tanto, elCENACE deberá determinar y tomar en cuenta su Disponibilidad deEntrega 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



UNIDADES DEL MDA CON CERO DPFH IMPOR O UCE EXTRAJERAS

Para las Horas Críticas del año 2016, ninguna UCEubicada en el extranjero cumple con los criteriosestablecidos para su respectiva acreditación.

Todas las importaciones así como a 06PFT‐PTANo acreditarán Potencia para el primer MBP

Información no Vinculatoria, realizada a Oct2016



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 eléctricoforáneo por medio de un cable conductor o que puedan establecer dichainterconexión a través de cualquier equipo de maniobra que esté efectivamenteinstalado, podrán acreditar DEF cuando no se incluyan en ningún contrato deInterconexión con el Sistema Eléctrico Foráneo, o cuando su contrato deinterconexión con el Transportista en México establezca que bajo cualquiercondición que se presente en el sistema eléctrico foráneo, el CENACE tendrájurisdicción para interrumpir la exportación de manera inmediata y ordenar lainterconexión inmediata de la UCE al SEN.

PARA EL PRIMER MBP NO ACREDITAN POTENCIA LAS UCE DE EXPORTACIÓN

Información no Vinculatoria, realizada a Oct2016



VALIDACIÓN DE LA DPF

Las instrucciones de prueba que emita el CENACE tendrán por objeto comprobar ladisponibilidad real de cada Recurso. Dado que la DPFH de cada Recurso dependede las ofertas realizadas respecto a esos Recursos en el MTR, las instrucciones deprueba serán para el MTR.

Cada vez que un Recurso NO haya estado tenido disponible la capacidad ofrecidaen el MTR, la DPFH anual que sea calculada para ese recurso se verá reducida porel 10% de la capacidad que no haya estado disponible.

Para el primer MBP, no existirá reducción en la DPF porincumplimiento del despacho normal en el MTR; en todocaso aplicarán reducciones en la DPF porindisponibilidad en términos de las Reglas del Mercado



REQUISITO ANUAL DE POTENCIA

Determinará los valores de VIRP Determina los

RPm y RPe

Realiza el cálculo delRAP, Evalúa Zonasde Potencia, realizaestudios técnicos dePZRCE.

Aprueba las ZP y determina PZRCE

La Cantidad de Potencia que cada ERC estará obligado a adquirir para cadaaño.



CURVA ESTIMADA

El CENACE estimará la cantidad de Potencia que cada PMvenderá a través del MBP sin tomar en cuenta TBPot



PRECIO DE POTENCIA MÁXIMO Y NETO

El CENACE calculará el Precio Máximo de Potencia para cada ZP, asumiendoque el Monto Garantizado de Pago de cada uno de los PM será suficiente paragarantizar la oferta de compra de Potencia implícita en su ONP.

El CENACE calculará el Precio Neto de Potencia para cada ZP, incluyendoúnicamente aquellos que hayan presentado el Monto Garantizado de Pago.



TBPot

DISPOSICIONES PARTICULARESGENERADOR DE INTERMEDIACIÓN

El CENACE calculará el RAP y PAA para cada contrato de InterconexiónLegado que represente el GI.

EL GI NO podrá celebrar Contratos de CoberturaEléctrica ni realizar TBPot para fines de cumplir con losRAP para los CIL que administre.



CURVAS DEFINITIVAS

Las TBPot podrán registrarse ante el CENACE a partir de 7 días antes y hasta1 día antes de la realización del MBP.

NO incluye TBPOt Incluye TBPOt



La Potencia que deba adquirir cada ERC para cumplir con su RAP y que no haya sido adquirida através de TBPot o a través de la acreditación de Potencia, deberá ser adquirida necesariamente através del MBP y constituirá su ONP. De manera similar, la Potencia que un Participante del Mercadoenajene a través de TBPot en exceso a la Potencia que le haya sido acreditada por el CENACE y quehaya adquirido a través de otras TBPot, deberá ser adquirida necesariamente a través del MBP yconstituirá su ONP.

MONTO GARANTIZADO DE PAGO

I. La Obligación Neta de Potencia de unParticipante del Mercado constituirá su Ofertade Compra de Potencia en el Mercado para elBalance de Potencia correspondiente cuandose encuentre debidamente respaldada através de suMonto Garantizado de Pago.

II. La Obligación Neta de Potencia de unParticipante del Mercado que no seencuentre debidamente respaldada a travésde su Monto Garantizado de Pago,constituirá su Obligación Neta de PotenciaIncumplida y el Participante del Mercadoserá sancionado por la CRE en los términosde la legislación aplicable.

CRE

PM



El Generador de Intermediación también está obligado a mantener unMonto Garantizado de Pago suficiente para cumplir con las ObligacionesNetas de Potencia asociadas a los Contratos de Interconexión Legados quele corresponda administrar.


Las Obligaciones Netas de Potencia delSuministrador de Servicios básicoscorrespondientes al Año de Producción2016 serán consideradas como Ofertasde Compra de Potencia en el MBPcorrespondiente a ese añoindependientemente de que el MontoGarantizado de Pago del Suministradorde Servicios Básicos sea o no seasuficiente para respaldar esas ofertas decompra de Potencia.



El CENACE estimará para cada Participante del Mercado los cargos potencialesque represente su Obligación Neta de Potencia en el Mercado para el Balance dePotencia para cada Zona de Potencia, para lo cual multiplicará su Obligación Netade Potencia en cada Zona de Potencia por el Precio Máximo de Potencia para esaZona de Potencia.

La estimación de los cargos potenciales se realizará inmediatamente antes de larealización del MBP de que se trate, por lo tanto, el último día que tendrán losParticipantes del Mercado para incrementar su Monto Garantizado de Pagocuando así lo requieran será el día hábil inmediato anterior a la fecha o al periodode realización del Mercado para el Balance de Potencia de que se trate.


MGP = ONP * PMP



DATOS DE ÚLTIMA RELIQUIDACIÓN

En tanto se emita otro criterio en las Reglas del Mercado, el MBPse realizará con la última reliquidación disponible al momento dela publicación del RAP y PAA en el mes de Enero del mismo año enque se realizará el MBP. No se realizarán correcciones al MBP porcambios en reliquidaciones subsecuentes.



FIN

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