PwC - Resumen de Las Bases Del Mercado Electrico

8/18/2019 PwC - Resumen de Las Bases Del Mercado Electrico

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Resumen de las Bases del Mercado Eléctrico

www.pwc.com/mx

Septiembre 2015

Documento elaborado como apoyo en el estudio de las Bases delMercado Eléctrico publicadas en el Diario Oficial de la Federación el8 de septiembre 2015


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Contenido

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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 laFederación el 8 de septiembre 2015. El informe no pretende ser exhaustivo, sino exponer algunos de los puntos principales establecidos en el documentocitado.

Esta publicación se elaboró exclusivamente con el propósito de ofrecer orientación general sobre algunos temas de interés, por lo que no debe considerarseuna 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 lasacciones, decisiones u omisiones que usted u otras personas tomen con base en la información contenida en esta publicación.

1 Introducción y esquema general

2 Participantes del mercado

3 Productos ofrecidos en el mercado

4 Mercados


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Posterior a la aprobación de la Ley de la Industria Eléctrica, son múltiples lasacciones 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

(1) LIE: Ley de la Industria Eléctrica(2) CEL: Certificado de Energía Limpia3

Mercadoeléctrico

Transmisión ydistribución

Industria

eléctrica

2014 2015 Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Operación del mercadoeléctrico

Energíaslimpias

Serviciouniversal

CreaciónFondo

CENACE DecretoCreación

Programa dedesarrollo del SEN

Programa

Modelos de contrato Resolución

Tarifas reguladas Resolución

Reglamento dela LIE(1)

Reglamento

Declaratorio

Lineamientosenergías limpias

ResoluciónRequisitosde CELs(2)

ResoluciónSubastas parasuministro básico

Operación

Términos de separaciónCFE

Resolución

Reestructura de CFE SeparaciónLegal

Solicitudes deinterconexión

Nuevoscriterios Geotermia

Ronda 0 Adjudicación

CFELicitaciones

Importacióntemporal

Resolución

CENACE

Responsables:

CRE

SENER

Estamos aquí

Primeras reglas del mercado Reglas

Fuente: Bases del Mercado Eléct rico, Análisis PwC

1 Introducción yesquema generalProceso detransformación del sector


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Las Reglas del Mercado se estructuran con prelación jerárquica. Cada una de lasdisposiciones que integran dichas reglas deberá ser consistente con la jerarquíasuperior 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 MercadoEstablecen los principios para el diseño y operación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) a quese refiere la Ley.

R e

g l a s d e l M e r c a d o

Manuales de Prácticas de MercadoEstablecerán los principios de cálculo, instrucciones, reglas, directrices, ejemplos y losprocedimientos a seguir para la administración, operación y planeación del MEM. Se espera que elprimer grupo de manuales sea presentado para consulta en septiembre y publicado en el DOFen octubre, mientras que el segundo grupo sea presentado para consulta ese mismo mes

Guías OperativasLas Guías Operativas establecerán fórmulas y procedimientos que, por su complejidad yespecificidad, están contenidos en documentos diferentes a los Manuales de Prácticas de Mercado,

según sea necesario.

Criterios y procedimientos de operaciónEstablecerán especificaciones, notas técnicas y criterios operativos requeridos para laimplementación de las Bases del Mercado Eléctrico, los Manuales de Prácticas de Mercado o lasGuías Operativas, en el diseño de software o en la operación diaria.


1 Introducción yesquema generalReglas del mercadoeléctrico

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Siguiente paso


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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

(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)

Serviciosconexos(3)

Potencia

DerechosFinancierosdeTransmisión

Certificadosde EnergíaLimpia

Energía

Mercado del Día en Adelanto Mercado de Tiempo Real Mercado de Hora en Adelanto (4) Asignaciones Fondeo

Generador

Suministrador

Usuario CalificadoPM

Comercializador

Comercializador

T&D(2) UsuariosFinales

PM que representan activos PM que no representan activos No son PM

Productos

Participantes

Mercados Subastas de MP Subastas de LP

Productos

NA

NA

NA

NA

NA

NA

NA

Fuente: Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC

Contratos de cobertura(5)

1 Introducción yesquema generalProductos, participantes ymercados

NA

Generadorexento

Generadorexento

NO EXHAUSTIVO

5


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Generador

Suministrador

Usuario CalificadoPM

Comercializador

Comercializador

T&D Usuarios Finales

Participantes

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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

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Modalidades de participación en el mercado

Participante de Mercado

Generador

Comercializador

Suministrador

Usuario CalificadoParticipante del Mercado

Los Distribuidores y Transportistas no sonconsiderados PM y celebrarán convenioscon el CENACE para establecer losderechos y obligaciones de cada parte.

Contrato de PM

PM que representan activos

PM que no representan activos

No son PM

NO EXHAUSTIVO


2 Participantes deMercado Tipos de Participantes


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Los Participantes del Mercado representarán Centrales Eléctricas y/o Centros de Carga, deacuerdo con su contrato con el CENACE (1) Cada contrato del PM deberá especificar una sola modalidad de participación en el mercado; sin embargocada 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

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Representación de activos de PM

(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 productosasociados a través de un Suministrador

NO EXHAUSTIVO

Participantes de Mercado Representan

Generadores Representan Centrales Eléctricas (CE) en el mercado

Generadores deIntermediación

Representan en el mercado a las CE y Centros de Carga (CdC) incluidos en los Contratos de Interconexión Legados

Usuario CalificadoParticipante del Mercado

Representa CdC en el mercado para consumo propio o para elconsumo dentro de sus instalaciones

Suministradores Representan CdC en el Mercado para el consumo de otros UsuariosFinales en la modalidad de Suministrador Básico, SuministradorCalificado o Suministrador de Último Recurso

Comercializadores noSuministradores

Realizan transacciones en el Mercado sin representar activosfísicos


2 Participantes deMercado Activos representados


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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; encaso de determinar que una fuente es “despachable”, dicha unidad puede ordenar el cambio de su estatus

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Estatus para registro de Centrales Eléctricas

NO EXHAUSTIVO

Despachabilidad

+

-

+

D i s p o n i b i l i d a d

1 2

3 4

1

2

3

4

Firme no-despachable: fuente firme que no tiene la capacidad decontrolar su nivel de producción en tiempo real (p.e. ciertasinstalaciones de cogeneración o geotérmica). Dichas unidadesno están exentas de seguir instrucciones del CENACE cuandose requiere por Confiabilidad; sin embargo, en el despacho

económico se asumirá que su producción está fija en el últimovalor medido o en el valor pronosticado.

Firme despachable: fuente que tiene la capacidad de seguirinstrucciones de despacho en tiempo real hasta su capacidadinstalada (p.e. Ciclo combinado, Termoeléctrica Convencional ocarboeléctrica)

Intermitente no-despachable: fuente intermitente que no tiene lacapacidad 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 noestán exentas de seguir instrucciones del CENACE cuando serequiere por Confiabilidad, sin embargo, en el despachoeconómico se asumirá que su producción está fija en el últimovalor medido o en el valor pronosticado.

Intermitente despachable: fuente que tiene la capacidad deseguir instrucciones de despacho en tiempo real hasta unacapacidad intermitente (p.e. eólica o solar con la capacidad dereducir generación mediante instrucciones automáticas dedespacho).

F i r m e

I n t e r m i t e n t e

No despachable Despachable

Geo Cogeneración

CicloCombinado

Termoeléctricaconvencional

Carbón

Solar sincapacidad de

reducción

Eólica sincapacidad de

reducción

Eólica concapacidad de

reducción

Solar concapacidad de

reducción


2 Participantes deMercado Registro de Generadores


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…según la tecnología de generación, se aplicarán condiciones diferentes a los Contratosde Interconexión Legada (CIL) cuando se desee incluir parte de la capacidad de estascentrales en el Mercado SENER determinará el ente independiente que representará como Generador de Intermediación (GI)

independiente a las Centrales Eléctricas y Centros de Carga

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Condiciones aplicables a Contratos de Interconexión Legados

(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 pruebasperiódicas 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.

NO EXHAUSTIVO

Permisos legados

• Autoabasto• Cogeneración• Pequeña

producción• Importación• Exportación• Usos Propios

Continuos

ProductorIndependiente

de Energía (PIE)

Contrato de Centrales

Externas Legadas(CELeg)

MWregistrados(1) =

MWCIL + MWGenerador

Si se incluye parte de la capacidad en nuevos Permisos d e Generación

Si MWPIE = MWCFE + MW Autoabasto

El propietario de lasCentrales debe registrar

ante el CENACE lacantidad de capacidad quedesee operar en modalidadde Generador (MWGenerador )

Aplica cuando el PIEsobredimensionó la central

para vender capacidadexcedente a terceros

Fuentes renovables

Cogeneración eficiente

Fuentes convencionales

Fuentes renovables oconvencionales

MWGen. Inter. MWGenerador

La energía producida será automáticamenteasignada entre el GI y los otros Generadores en

todas las horas, en proporción a la capacidadregistrada por cada Generador

Sólo excedentes

El Generador distinto al GI podrá elegir cuálsegmento de la curva de costos incrementales de

la Unidad de CE completa se asignará a lacapacidad de la central que representa.(2)

1 2

TecnologíasCondicionesAsignación de energía

La energía generada será asignada primero alGenerador que representa a la CELeg en el

mercado eléctrico, hasta la cantidad de energíaincluida en el despacho óptimo de la misma. La

energía restante se asignará al GI(3)

Contratos deInterconexión Legados

(CIL)


2 Participantes deMercadoContratos deInterconexión Legados


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Los comercializadores no suministradores, al no representar activos, realizarántransacciones virtuales(1) (no requieren inyección o retiro físico de energía), o financieras bilaterales (requieren entrega física) de compra o de venta apoyando a losdemás PM a cubrirse contra cambios en el Precio Marginal Local entre el MDA y el MTR

Transacciones virtuales (a partir de 2018)Las transacciones virtuales(1) tienen un precio al cual los PM tienenla intención de vender o comprar energía en el MDA. LasTransacciones virtuales son financieras porque no requieren lainyección o retiro físico de energía. Serán utilizadas por los PM conel objetivo de mitigar cambios en el PML(2)entre el MDA y el MTR

(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

C o m e r c i a l i z a d o r

Transacciones bilaterales financierasTransacciones fijas (un número fijo de MW), o referenciadas (unporcentaje de energía generada o consumida) que permiten al PMtransferir la responsabilidad financiera de la energía o de losServicios Conexos incluidos en el Mercado (no así la provisiónfísica de energía o de Servicios Conexos) entre un comprador y unvendedor.

EnergíaServiciosConexos

MDA

MTR

1 Se toma posición de compra o venta en MDA

2

La posición tomada en el MDA debe liquidarse en el MTR

Oferta virtual de ventaEs una oferta para vender energía en el MDA que no representa unaintención de generar o consumir energía en el Mercado de TiempoReal. Los PM presentarán: i) Cantidad en MW, sujeta a los límitesde crédito y a los límites de volumen establecidos por la Unidad deVigilancia del Mercado; ii) Ubicación (NodoP(2)); iii) Horas sobre lascuales 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 compraEs una oferta para comprar energía en el MDA. No necesariamenterepresenta una intención de consumir energía en el MTR. El PMpresentará: i) Cantidad en MW, sujeta a límites de crédito y límitesde volumen establecido por la Unidad de Vigilancia del Mercado; ii)Ubicación (NodoP(2)); iii) Horas sobre las cuales aplicará la oferta, yiv) Precio de la oferta (Precio máximo de la energía en el MDA queel comprador tiene la intención de pagar)

Energía

Transacciones financieras fijas en un NodoP(2), que se realizan

en el MDA.Transacciones financieras fijas o referenciadas en un NodoP(2),que se realizan en el MTR.

Transacción bilateral financiera de ventaEl vendedor transfiere sus derechos sobre la energía o ServiciosConexos del Mercado al comprador. El CENACE cargará alvendedor por la cantidad de energía o Servicios Conexos incluidosen la Transacción Bilateral Financiera, multiplicada por el precio demercado de la energía o de los Servicios Conexos. El vendedor esresponsable del cobro al comprador en una transacción bilateral; el

CENACE no tendrá participación en esta transacción.

Transacción bilateral financiera de compraEl comprador adquiere los derechos sobre la energía o ServiciosConexos del Mercado del vendedor.El CENACE acreditará al comprador por la cantidad de energía oServicios Conexos incluidos en la Transacción Bilateral Financiera,multiplicada por el precio de mercado de la energía o de losServicios Conexos.

Venta

Compra


2 Participantes deMercadoCondiciones paraComercializadores

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Los Suministradores participarán en el Mercado bajo tres modalidades: Suministrador Básico, Calificado o de Último Recurso. El CENACE no tendráresponsabilidad 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)

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Reglas aplicables a Suministradores

(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.

NO EXHAUSTIVO

Suministrador (1)

Suministrador de Servicios CalificadosPermisionario que ofrece el Suministro Calificado a los UC y puede representar en el MEM a losGeneradores Exentos en un régimen de competencia. El Suministro Calificado se provee en un régimen de

competencia a los UC.

Suministrador de Servicios BásicosPermisionario que ofrece el Suministro Básico a los Usuarios de Suministro Básico y representa en el MEMa los Generadores Exentos que lo soliciten. El Suministro Básico se provee bajo regulación tarifaria acualquier persona que lo solicite que no sea UC.

Suministrador de Último RecursoPermisionario que ofrece el Suministro de Último Recurso a los UC y representa en el MEM a losGeneradores 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 unSuministrador de Servicios Calificados deje de prestar el Suministro Eléctrico.

• 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.

Consideraciones

Permiso(2)


2 Participantes deMercadoCondiciones paraSuministradores


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Los Usuarios Calificados participarán en el Mercado bajo dos modalidades: UsuariosCalificados 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

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Reglas aplicables a Usuarios Calificados (UC)

(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

NO EXHAUSTIVO

UsuariosCalificados

UC Participante del MercadoRepresentan a sus propios Centros de Carga en el Mercado Eléctrico Mayorista, ycompran energía eléctrica y Servicios Conexos directamente en el Mercado y/o alamparo de Contratos de Cobertura.

UC representado por un Suministrador Aquellos cuyos Centros de Carga son representados en el Mercado EléctricoMayorista por un Suministrador Calificado o, de forma transitoria, por unSuministrador de Último Recurso.

• 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 ServicioPúblico 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).

Consideraciones

Registro


2 Participantes deMercadoCondiciones paraUsuarios Calificados


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El CENACE debe planear y controlar la operación de la red eléctrica en formacoordinada con Transportistas y Distribuidores para mantener la Confiabilidad de lared eléctrica bajo su responsabilidad

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Reglas aplicables a Transportistas y DistribuidoresNO EXHAUSTIVO

Transportistas

Distribuidores

Transportistas y Distribuidores deberán:• Firmar convenios con CENACE para redes que correspondan al MEM.• Determinar y reportar al CENACE las capacidades y límites operativos.

El Transportista deberá:• Operar y mantener sus instalaciones de

transmisión y equipos de una manera quesea consistente con el funcionamientoconfiable de la Red Nacional deTransmisión.

• Asegurar los sistemas y procedimientosde corte de carga ante emergencias.

• Asegurar la existencia de sistemas decontrol, supervisión y comunicaciónsegura.

• Informar a la brevedad al CENACE de

cualquier cambio en la capacidad de susinstalaciones de transmisión.• Cumplir puntualmente con las instrucciones

del CENACE, incluyendo instruccionespara conectar o desconectarinstalaciones o equipos del SEN.

El Distribuidor deberá:• Operar y mantener sus instalaciones de distribución y

equipos de una manera que sea consistente con elfuncionamiento 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 loespecificado por el CENACE.

• Informar a la brevedad al CENACE de cualquier cambioen la capacidad de sus equipos o instalaciones dedistribución conectado al SEN, que podría tener unefecto en el funcionamiento confiable del SEN.

• Proporcionar al CENACE con descripciones funcionales,las capacidades de los equipos y las restriccionesoperativas de los equipos de distribución de lasinstalaciones que operan dentro del SEN.

• Cumplir puntualmente con las instrucciones delCENACE, incluyendo aquellas para desconexión deinstalaciones o equipos del SEN, operado por elCENACE, por propósitos de Confiabilidad.


2 Participantes deMercadoCondiciones paraTransportistas yDistribuidores


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¿Cómoapoyamos

a Generadores, Suministradoresy UsuariosCalificados?

Una de las principales empresas eléctricas de EstadosUnidos confió en PwC para el desarrollo de un análisis demercado y estrategia de expansión en el sector eléctrico enMéxico. El trabajo realizado fue una herramienta eficaz para latoma de decisiones y su apuesta por invertir en el país.

PwC realiza la estructuración financiera y consecución definanciamiento de plantas de generación. El trabajodesarrollado equivale a haber participado en el desarrollo de~2,000 MW de generación.

PwC trabajó con la Secretaría de Energía, AMDEE y otrosorganismos en el análisis de la competitividad de laenergía eólica en el contexto de la reforma energética y de lasacciones necesarias para su desarrollo(1). De igual manera hemoscomenzado un trabajo de impulso a la energía solar FV en elnuevo Mercado Eléctrico de la mano de la Secretaría de Energía,

ASOLMEX y otras entidades(2).

(1) Ver resumen ejecutivo de la Iniciativa Eólica (2) Trabajo actualmente en desarrollo

Clientes con múltiples puntos de consumo han sido apoyados por PwC México para definir su estrategia desuministro eléctrico, los trabajos han incluido el análisis de susconsumos, la búsqueda y valoración de ofertas y el apoyo en lanegociación del contrato de compraventa.

PwC México es la firma líder deasesoría en el sector eléctrico, queconjuga experiencia probada enestrategia, regulación, financiamiento

e impuestos 15

http://www.amdee.org/Publicaciones/AMDEE-PwC-El-potencial-eolico-mexicano.pdfhttp://www.amdee.org/Publicaciones/AMDEE-PwC-El-potencial-eolico-mexicano.pdf


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Productos

Serviciosconexos

Potencia

DerechosFinancieros deTransmisión

Certificadosde EnergíaLimpia

Energía

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Potencia

DerechosFinancieros

de Transmisión

Certificados deEnergía Limpia

Además de la energía , otros productos serán negociados en el mercado para permitir el cumplimiento de las obligaciones de los participantes y eladecuado funcionamiento del sistema eléctrico

El requerimiento de Potencia es una herramienta de Confiabilidad que tiene como objetivo cumplir requisitosmínimos de planificación de reservas.

Serviciosconexos

¿Quées ?Producto

Son títulos de crédito para pagos financieros, no otorgan derecho físico a usar la red. Derecho a cobrar ladiferencia del valor de los Componentes de Congestión Marginal entre un nodo origen y uno destino.

Los Servicios Conexos del MEM buscan garantizar la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional y pueden o noestar incluidos en el mercado. Representan una obligación para los participantes del mercado.

Título emitido por la CRE que acredita la producción de un monto determinado de energía eléctrica a partir deEnergías Limpias y que sirve para cumplir los requisitos asociados al consumo de los Centros de Carga


3 Productos

17

Productos ofertados en MercadoNO EXHAUSTIVO


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A fin de garantizar la instalación de la capacidad de generación suficiente para mantener la confiabilidad del sistema, las ERC estarán obligadas aadquirir una cantidad de Potencia de acuerdo a las cargas que representen

Potencia se refiere a un producto que los Generadores pueden ofrecer (vender) mediante el cual se adquiere la obligaciónde 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 elmercado para el Balance de Potencia.

(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 alas 100 horas de menores reservas totales de generación. CENACE calculará la disponibilidad de producción física de cada Unidad de Central Eléctrica y Recurso deDemanda 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 CENACEb) 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.

Potencia

P1P2

P3

Zonas de Potencia

• Las Zonas de Potencia

consistirán en un conjunto deNodos P interconectados entresi. Serán definidas solamenteen donde exista una necesidadde generación local

• Los nodos que no pertenecen aninguna zona de potenciapueden participar en el mercadode Balanceo de Potencia parael Sistema

Dispo nibil id ad de pro duc ción física

La Disponibilidad de Producción Física se basará en la disponibilidad

de generación promediada en las 100 horas críticas del sistemainterconectado o zona de Potencia correspondiente(1)


3 Productos Potencia

18

• Centrales Firmes incluirá las capacidades máximas degeneración de las CE que se ofrezcan en el MTR, menos laparte de dichas capacidades que no haya estado disponiblepara generar la energía ofrecida ante la instrucción delCENACE, promediadas en las 100 horas críticas durante elaño anterior

• Centrales intermitentes y Firmes de energía limitada se

basará en la generación real promediada en las 100 horascríticas en el sistema interconectado correspondientedurante el año anterior.

NO EXHAUSTIVO


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Suministradores

UsuariosCalificadosParticipantes delMercado

Usuarios Finalescon abastoaislado

Contratos deInterconexiónLegados

• Demanda > 3MW (Ago14)• Demanda > 2MW (Ago15)• Demanda > 1MW (Ago16)

Cuando no produzcanenergía eléctrica a partir deenergías limpia suficientepara cubrir la totalidad delconsumo

Las CE y CdC podrándestinar toda o parte de suproducción para fines de

abasto aislado, actividad dela industria eléctrica sujeta alas obligaciones de la LIE

• De Servicios Básicos• De Servicios Calificados• De Último Recurso

QCELs DEMANDA =5.0% en 2018(2)

xElectricidad

consumida porparticipantes obligados

Renovables:•

Hidroeléctrica• Eólica• Geotérmica• Solar

Limpias Norenovables:• Nucleoeléctrica• Bioenergía• Cogeneración

eficiente

• 1 CEL / MWh de EERR

• % CEL / MWh de NoEERR

• 1 CEL/1 MWh% Energía Entregada

Generación LimpiaDistribuida

CIL con aumento enproducción

CIL que migren alnuevo esquema •

1 CEL / MWh de EERR• %(1) CEL / MWh de No

EERR

• CELs correspondientesa la energía en exceso

QCELs OFERTA

Con el objetivo de incentivar la inversión en Energía Limpia, las ERC estaránobligadas a cumplir con un requisito de CELs(1) de acuerdo a las cargas querepresenten Los CELs podrán ser adquiridos en el Mercado de CELs de corto plazo, mediante transacciones

bilaterales o a través de Subastas de Largo Plazo

(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

Condic iones Ofer ta y Demanda Condic ionesParticipantes

Obl igados

Tenedores de

CELs

Fuente: Ley de la Industria Eléctrica, requerimiento de CELs, Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC

Título emitido por la CRE que acredita la producción de un monto determinado de energía eléctrica a partir deEnergías Limpias y que sirve para cumplir los requisitos asociados al consumo de los Centros de Carga

CELs

3 Productos Certificados de EnergíaLimpia

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NO EXHAUSTIVO


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

• Reservas de Regulación•

Reservas Rodantes• Reservas Operativas• Reservas Suplementarias

• 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 cubriruna porción de los costos fijos de los generadores.

El CENACE calcula losrequerimientos de Servicios

Conexos del mercado así como laporción que cada participante delmercado está obligado a obtener.

Las tarifas de control y soporte de voltaje así

como el arranque de emergencia son reguladasy determinadas por la CRE y estas puedenincluir un componente por costo de oportunidad.

(1) Servicio obligatorio que deberá ser provisto por las Unidades de las Centrales Eléctricas

Serv ic ios Conexos

Incluidos en el mercado No Incluidos en el mercado


Servicios vinculados a la operación del Sistema Eléctrico Nacional y que son necesarios para garantizar su Calidad,Confiabilidad, Continuidad y seguridad

ServiciosConexos

3 Productos Servicios Conexos

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NO EXHAUSTIVO


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En caso de que la generación y consumo se encuentren en diferentes nodos,las diferencias de congestión en la red deberán integrarse en el Contratode Cobertura a través de los Derechos Financieros de Transmisión

Los Derechos Financieros de Transmisión (DFTs) otorgan el derecho y la obligación de cobrar o pagar la diferencia entre losprecios marginales locales (PML) de inyección y retiro. Sin DFTs, cuando un generador y un consumidor llegan a un acuerdocomercial, cada uno buscará establecer la cobertura en su nodo para eliminar el riesgo del costo de transmisión (i.e. congestióny pérdidas componentes del PML). Los DFTs dan la cobertura necesaria para eliminar este riesgo, independientemente del nodoestablecido en el contrato. Son títulos de crédito para pagos financieros, no otorgan derecho físico a usar la red.

PML (Transacción de mercado) PML1 = $80 PML2 = $100+ $80 (Vende) - $100 (Compra)

Contrato (Transacción bilateral, CxD) Precio de Contrato = $90+ $10 (Recibe) - $10 (Paga)

Precio de compraventa + $90 (Vende) - $90 (Compra)

DFT (Pago del Administrador del Sistema) + $20 (Recibe)

Generación Suministro, CdC

(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.

P1 P2

Cuando el Suministrador del CdC en el nodo PML2 haadquirido un DFT(1), recibe del administrador delsistema el pago equivalente al costo de congestión,representado por (PML2 – PML1)

DFT


3 Productos Derechos Financieros deTransmisión

21

Ejemplo ilustrativo de pagos y cobros bilaterales vs. el balanceo por diferencias en el MEM incluyendo DFTs(1)ILUSTRATIVO


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¿Cómo colaboramos con

clientes en evaluar elatractivo de los productosy la implicación en suestrategia?

PwC ha trabajado con múltiplesdesarrolladores e inversionistas en el análisis de los preciosactuales y estimados de la

electricidad en México. Lostrabajos han tenido como objetivoevaluar el atractivo de desarrollo y/oinversión en diferentes proyectos degeneración eléctrica de distintastecnologías fósiles y renovables, endiferentes regiones del país. Estostrabajos se han los realizado comoservicios individuales y dentro deDue Diligence Comerciales entransacciones.

Uno de los principales productores deequipos de generación solicitó a PwCMéxico el análisis del potencial

mercado de Certificados deEnergía Limpia (CELs) paraevaluar el impulso que darán estosmecanismos al sector de las energíaslimpias, y las implicaciones paradicha empresa.

PwC México es la firma líder de asesoría en el sector eléctrico, queconjuga experiencia probada en estrategia, regulación, financiamientoe impuestos

22


23/35

Mercado del Día en Adelanto

Mercado de Tiempo Real Mercado de Hora en Adelanto

Asignaciones Fondeo

Subastas de MP Subastas de LP

Mercados

23

Contratos deCobertura Eléctrica


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El MEM incluye el MDA y el MTR, que permitirán balancear las inyecciones y retirosen cada nodo, asegurando una adecuada disponibilidad de energía y reservas en elsistema. Adicionalmente, se contará con mercados largo plazo entre los cuales seencuentra el Mercado de Excedentes de Potencia y las Subastas

MDA MTR

24 horas antes de la

entrega

7 días

antes

• Establece asignación ydespacho económico de UCE.

• Emite programas financierosvinculantes para la generación,carga y transacciones virtualesen cada hora.

• Comunica a los PM lasinstrucciones de arranquedespués de concluir el despachoeconómico del MDA.

F u n c i ó n d e l

m e r c a d o Ofertas para incrementar

generación o reducir demanda. Asignación y despacho deUnidades de Central Eléctrica(UCE).

A s i g n a c i ó n U C E h o r i z o n t e e x t e n d i d o ( 4 )Subastas(2)

Satisfacer las necesidades delas Entidades Responsables deCarga (ERC) y facilitar lainversión de generadores.

1 año antes

(Vigencia 1, 3, 15 y 20 años(2)

)(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 paraPotencia, 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 e lriesgo 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 contratosresultantes. 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 unadevolución 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 mayorfrecuencia). 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 deLargo 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 10años.

(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.

• Podrá establecer una cámarade compensación que actúecomo contraparte en contratosentre PM.

• Para DFT CENACE harádisponible el 20% de lacapacidad esperada de la red.

Mercado de Excedentesde Potencia

Herramienta que permite aERC y Suministradorescumplir requisitos mínimosde planificación dereservas .

• Calculará el valor de laobligación específica conbase en requisitos de laCRE. Dicho requisitopodrá ser un porcentajede la demandamáxima/demanda enpunta.

1 año

A s i g n a c i ó n U C E e

n e l D í a d e A d e l a n t o ( 4 )

A s i g n a c i ó n S u p l e m e n t a r i a

U C E ( 4 )

Realizar ajustes por cambios depronósticos de demanda, o en ladisponibilidad de las UCE, ocondiciones del sistema.

• Análisis de contingencia eidentificación de restricciones de

seguridad.• Cálculo de recursos no despachables• Regulación de frecuencia.• Cálculo de Precios Marginales

Locales mediante el Despachoeconómico y reasignación deunidades con restricciones deseguridad.

• Penalizaciones por incumplimientos.

1 hora antes de operación

NO EXHAUSTIVO


4 Mercados Funcionamiento demercados en el MEM (1/2)

24


25/35

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.

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 unmismo 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 mediciónconforme 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 aun 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 apartir 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 NodosPElementales a partir de instalaciones Indirectamente Modeladas.

PD

Nodo PDistribuido(5)

P1= + P2 … MCF

P

NodoP(3)

C1= + C2 …

MCM PA

NodoPAgregado(4)

P1= + P2 …

Cozumel

Los Cabos

Loreto

Mulege

Bahía de losÁngeles

San Luis RíoColorado

PuertoPeñasco

Tijuana

MRF

C

F

C

F

C

F

CC

NodoF(2)

NodoC(1)

El Modelo de la Red Física consiste en una base de datos de los elementos así como la representaciónde los equipos de conexión que representan al SE y reside en el sistema EMS/SCADA del CENACE parael control del SEN. Incluye las restricciones y límites operativos de los elementos del SE de Potencia.

El Modelo Comercial de Mercado esutilizado para operar en el mercado deenergía y servicios conexos. Es integrado porel MRF complementado para las aplicacionesdel MDA y MTR por recursos modelados deforma diferente a sus características físicasde interconexión.

El Modelo Comercial de Facturación es

utilizado para la asignación de los pagosasociados a inyecciones y retiros físicosde energía y otros productos al SEN.Complementa al MCM con los recursosindirectamente modelados.


4 Mercados Funcionamiento demercados en el MEM (2/2)

25

División de Sistemas Interconectados a Nacional Modelos de red física, comercial y de facturación

NO EXHAUSTIVO


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En una transacción tipo de energía, los Participantes del Mercado tomaránuna 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

Posición Larga (Compra)

Posición enMDA

Posición enMTR

Asignación real deenergía física

P

kWh @ Nodo P

Generador

EntidadResponsablede Carga

Entrega energía física

Retira energía física

Venta de energía en mercado

Compra de energía en mercado

>< Posición Corta (Venta)

>

<

Posición Corta (Venta)

Posición Larga (Compra)

NO EXHAUSTIVO

4 Mercados Mercado de Día Anterior yde Tiempo Real (1/2)

26

M d d Dí A i


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Las Unidades de Central Eléctrica presentarán ofertas con la finalidad de venderenergía en el MDA y MTR en el nodo de registro y con su capacidad registrada, mientrasque las Entidades Responsables de Carga presentarán ofertas de compra para demandasolamente en el MDA

Generadores

MDA

MTR

Entidades Responsablesde Carga

Ofertas de venta Ofertas de Compra

• Estatus de la asignación de la oferta delRecurso (no disponible, económica, operaciónobligada).

•

Límites de despacho (económicos y deemergencia).• Oferta económica (arranque, operación en

vacío, operación incremental, disponibilidad dereservas).

• Tiempos de notificación (diferencia entreinstrucción de arranque y el momento en que laUCE 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).

P a r á m e t r o s y c o n d i c i o n e s

d e l a s

o f e r t a s

M e r c a d o s e n q u e

p r e s e n t a n o f e r t a s

(1) Ver siguientes láminas para la descripción de los modelos, precio marginal local y nodos.(2) Aplicable a partir de 2018.

Las ofertas de Compra para Demandaaplican solamente en el MDA yrepresentan una oferta financieravinculante para comprar energía a preciosdel MDA con el fin de consumirse enTiempo Real en el siguiente día deoperación.

• Presentación de ofertas de compra (para CdCdirectamente modelados por cada Nodo P; oindirectamente 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 MDApara esa ubicación del NodoP(1). Informaciónrequerida: cantidad de MW, ubicación de compra,hora en la que se aplica la compra fija.

• Compra sensible al precio: PM podrán expresarsu intención de comprar energía a preciosespecíficos, sometiendo ofertas de comprasensibles al precio(2). Información requerida:precio máximo dispuesto a pagar por MW, hora

de oferta, ubicación. B a l a n c e o d e i n y e c c i o n e s y r e t i r o s e n

c a d a n o d o y d e s p a c h o e c o

n ó m i c o

NO EXHAUSTIVO

4 Mercados Mercado de Día Anterior yde Tiempo Real (2/2)

27

C t t d b t


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Ejemplo de pagos y cobros bilaterales vs. el balanceo por diferencias en el MEM en un mercado diario (1)

Alternativamente, las ERC (1) pueden acordar compraventa de energíaeléctrica o productos asociados mediante Contratos de Cobertura En el caso de la energía las diferencias con el precio spot en el MEM favorecerán o restaráncompetitividad a los contratos de cobertura

16h15h14h13h12h11h 22h21h20h19h18h10h9h8h 24h17h 23h

Precio de contrato($/MWh)

Pago de Generadora ERC

Pago de ERC

a Generador

Generador Suministrador

Precio Mercado (Transacción de mercado)

Mercado EléctricoMayorista

Precio de Mercado = $50+ $50 (Vende) - $50 (Compra)Contrato de cobertura (CxD) Precio de Contrato = $70+ $20 (Cobra) - $20 (Paga)


Precio Mercado (Transacción de mercado) Precio de Mercado = $100+ $100 (Vende) - $100 (Compra)Contrato de cobertura (CxD) Precio de Contrato = $70- $30 (Paga) + $30 (Cobra)


1

2

2

1

Precio de mercado($/MWh)

El contrato bilateral establece el precio al que el Generador estáobligado a vender la energía a la ERC.

A través del contrato de cobertura eléctrica, ajeno al mercadoeléctrico, cada parte paga o cobra el monto necesario para queel precio final por la energía sea el acordado

En caso de que el precio de mercado este pordebajo del costo marginal de generación de lacentral eléctrica, el pago bilateralproporciona la utilidad al generador trasadquirir la energía requerida directa delmercado.

Cuando el precio del mercado es mayor alprecio de contrato, el Suministrador recibela diferencia por el pago bilateral

(1) Análisis excluyendo las diferencias nodales, es decir, considerando que las centrales eléctricas y los centros de carga se encuentran en un mismo nodoFuente: LIE, Bases de Mercado, Anális is PwC

Contrato > Mercado

Contrato < Mercado

4 Mercados Contratos de coberturaeléctrica

28

ILUSTRATIVO

S b t d M di


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Subastas de Mediano Plazo para Energía y Potencia

Parámetros de la subasta de MP

En las Subastas de Mediano Plazo para energía y potencia la CREdeterminará los requisitos de contratación que los Suministradores deberáncumplir así como precios máximos para Suministradores de Servicio Básico

Potencia

Energía

Zona de Potencia/Sistema Eléctrico

Zona de Carga Bloques de carga (base, intermedio, punta)

Produc to Parámet ros de o ferta

Precio por MW en cada Zonade Potencia

MW de potencia en cadaZona de Potencia

Precio fijo por bloque de cargaen cada zona de carga

Cantidad de energía MWhpor bloque de carga en cada

Zona de Carga

Optativamente, una razón entrela cantidad de potencia y lacantidad de energía por bloquede carga que desea vender

Potencia

Energía

Curva de demanda de potencia.(Pares de precio-cantidad)

Porcentaje que desea contratar decada bloque de carga en cadaZona de Carga

Precio máximo por cada porcentajeadquirido en cada bloque de cargaen cada Zona de Carga

Producto Parámet ros d e demand a

(1) El precio pagado y recibido por cada producto es determinado por el precio sombra del problema de maximización del excedente económico aresolver por el CENACE durante la subastaFuente: LIE, Bases de Mercado, Análisis PwC

Las ofertas para energía ypotencia se evaluaránconjuntamente

Se pagará un preciouniforme(1) para cadaproducto (energía por bloque

de carga) Las cantidades a incluirse en

contratos se asignarán deforma proporcional a lasventas totales de cadagenerador y compras totalesde cada ERC.

4 Mercados Subastas de MedianoPlazo

29

NO EXHAUSTIVO

Subastas de Largo Plazo


30/35

Subastas de Largo Plazo para Energía, Potencia y CELs

Parámetros de la subasta de LP

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

Potencia

Energía

Sistema Eléctrico/Zona de Potencia

Zona de Generación

Produc to Parámet ros de o ferta

MW de potencia en unaZona de Potencia específicadurante 15 años

Cantidad de Energía Acumulable(1) en una Zonade Generación específicadurante 15 años

Cantidad de CELs por añodurante 20 años

Potencia

Energía

MW por año que deseacontratar en cada Zona de

Potencia

Cantidad de Energía AcumulableMWh por año que desea contratar

Precio máximo que está dispuesto apagar por cada MWh

No deben especificarzona de entrega

Producto Parámet ros d e demand a

Certificadosde

Energía Limpia

Identificación de las centralesque producirán la potencia

Precio fijo por paquete poraño para los primeros 15 añosdel contrato.

Precio máximo por cada MWen cada Zona de Potencia

Certificadosde

Energía Limpia

Cantidad de CELs por año que

desea contratar Precio máximo que está dispuesto a

pagar por cada CEL

Porcentaje máximo de cadaproducto que está dispuesto acontratar antes y después de loscontratos de subasta

(1) La función objetivo para la asignación será la maximización del excedente económico total.Fuente: Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC

Se llevarán a caboanualmente

Cada paquete de productosse asignará entre las ERC demanera proporcional a lascantidades de CEL queofrecieron comprar (1)

El precio de oferta de cadapaquete de productos será elprecio pagado y recibido paradicho paquete durante losprimeros 15 años.

Se incluirá un precioespecífico para CELs paralos últimos 5 años

4 Mercados Subastas de Largo Plazo(1/2)

30

NO EXHAUSTIVO

Subastas de Largo Plazo


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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

23222120191817161514131211109876 2454321

horas

E[PMLzona]

A j u s t e ( M X / M W h )

Ajuste horario = E[PMLhora,zona] - E[PMLzona]

Antes de la subasta se calculará un vector de factores de ajustepara cada zona de generación, para cada hora del día promedio encada mes de cada año incluido en la subasta

Antes de la subasta se estimará la diferencia entre el preciomarginal local en cada zona de generación y en el sistemaeléctrico nacional

4 Mercados Subastas de Largo Plazo(2/2)

31

Ilustrativo de la determinación de ajustes horarios Ilustrativo de la determinación de ajustes regionales

(1) La función objetivo para la asignación será la maximización del excedente económico total.Fuente: Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC

E[PMLhora,zona]

Ajuste regional = E[PMLzona] - E[PMLSEN]

NO EXHAUSTIVO

Mecado para el Balance


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El Mercado de Excedentes de Potencia, sirve para cerrar posiciones derequisitos de potencia que no tienen contratos cobertura al final de cada añoal Precio Neto de Potencia (PNP) El PNP se obtiene tras ajustar a la baja el PCP, establecido al inicio de cada año, cuando el mercado de

energía haya sido suficiente para generar una rentabilidad razonable para una central de referencia

Mecanismo de definición del Precio Neto de Potencia para la liquidación del mercado de potencia

El precio de cierre de Potencia se basará encurvas de oferta y demanda que basadas en la

demanda y la oferta de potencia fuera de

contratos bilaterales, y los costos fijos de latecnología de referencia

El precio de Potencia que resulta del cruce de la curva dedemanda que considera los costos fijos de unatecnología de referencia, de la potencia requerida y de

la potencia eficiente, y la oferta de venta disponible

Se casa elPCP

El precio neto de Potencia se basará en uncálculo ex-post de las rentas del

Generador de referencia, con base en losresultados reales del MDA

El precio de Potencia a liquidarse como resultado delmercado de Potencia, para el cual se resta al Precio deCierre de Potencia, la renta estimada que corresponde a latecnología de generación de referencia por su operación enel MDA.

Se calcula elPNP


Con base en la cantidad de cruce en elcálculo del PCP, se adquiere toda la

potencia ofertada y se asignan las ofertasde venta a las ERCs

El total de la potencia ofertada se adquiere al PNP y sepaga a los generadores. Sí hay más oferta que demanda,el CENACE compra la potencia excedente y el costo sereparte entre las ERCs. Si hay más demanda que oferta,se reparte proporcionalmente la potencia a las ERCs, yluego las ERCs pagan a la CRE una multa por incumplirrequisitos de potencia

Cálculo decantidadescontratadas

Precio de Cierre de Potencia

Precio Neto de Potencia

Cálculo de Cant idades Contratad as

32

4 Mercados Mecado para el Balancede Potencia

NO EXHAUSTIVO

Tiempos de


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A fin de asegurar el inicio oportuno de los elementos críticos y maximizar la eficienciadel diseño del Mercado, sus diferentes componentes se implementarán por etapas El Mercado de CELs, así como Subastas de MP y LP se implementarán en una sola etapa

Calendario previsto para la implementación

(1) La operación del mercado spot de segunda etapa empezará entre 2017 y 2018, de acuerdo con el componente específico(2) La operación del mercado de CELs se determinarán para 2018 o 2019 en función del periodo de obligación que establezca la SENER y lo determinado en Disposiciones

Operativas del MercadoFuente: Presentación Dr. César Hernández 08 de septiembre de 2015, Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC

9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4

Inicio deoperaciones

Operación

OperaciónOpe-ración

Prue-bas

Pruebas

PruebasOperativas

Operación Operación(1)

PruebasyOperación

Mercado Spot• MDA, MTR(1ª etapa)•

MHA(en 2ª etapa)

Manuales de Mercado (2do grupo)

Manuales de Mercado (1er grupo)

Mercado de CELs(2)

Publicación debases de licitación

Subastas de Mediano Plazo Publicación de bases de licitación

AsignaciónDFT (Asignación y Subastas)

Adjudicación 2016 Q1Primeras subastas LP(Potencia, Energía Limpia y CELs)

Hitos clave

Mercado para el Balance de Potencia

2015 2016

NO EXHAUSTIVO

Segunda etapaPrimera etapa

33

4 Mercados Tiempos deimplementación

Estamos aquí

2017 2018

Consulta PublicaciónInicio en una sola etapa Hito


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¿Qué apoyo damosa nuestros clientes

para valorar en quémercado invertir ycómo hacerlo?

PwC México trabajó con un importante grupoindustrial en el desarrollo de su estrategia deposicionamiento a lo largo de la cadena de valorgeneración-suministro en el sector eléctrico,enfocando el análisis en los mercados de mayor

competitividad y con mayor encaje con elperfil de inversión del grupo.

Una empresa de electricidad internacional solicitóapoyo a PwC México para el análisis de lacompetitividad de las licitaciones de cicloscombinados bajo esquema de ProductorIndependiente de Energía, con el fin defortalecer su estrategia en las próximas licitacionesde la CFE.

PwC México trabajó con un desarrollador de plantasde cogeneración en el análisis de competitividad desus plantas en el mercado de UsuariosCalificados y en el mercado spot, a fin de

definir la estrategia de mayor valor para dichaempresa.

Un desarrollador confió en PwC para desarrollaranálisis de precios nodales, así como ajustesregionales y horarios que servirán comoinsumo a su estrategia de preparación para losSubastas de Largo Plazo.

PwC México es la firma líder de asesoría en elsector eléctrico, que conjuga experiencia probadaen estrategia, regulación, financiamiento eimpuestos

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Datos de contacto

Francisco Ibáñez Socio líder de Infraestructura & Energía - Advisory

[email protected]

+52 (55) 5263 6085

Eduardo Reyes

Director de Estrategia de Infraestructura & Energía - Advisory

[email protected]

+52 (55) 5263 8967

Guillermo Chávez

Gerente de Estrategia de Infraestructura & Energía - Advisory

[email protected]

+52 (55) 5263 5485

Esta publicación se elaboró exclusivamente con el propósito de ofrecer orientación general sobre algunos temas de interés, por lo que no debe considerarse una asesoríaprofesional. No es recomendable actuar con base en la información aquí contenida sin obtener la debida asesoría profesional. No garantizamos, expresa o implícitamente, laprecisión o integridad de la información de la presente publicación, y dentro de los límites permitidos por la ley, PricewaterhouseCoopers, S.C., sus miembros, empleados yagentes 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 lainformación contenida en esta publicación.

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PwC - Resumen de Las Bases Del Mercado Electrico

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