Post on 21-Apr-2020
DERECHOS FINANCIEROS DE
TRANSMISIÓN: IMPLEMENTACIÓN EN MÉXICO
GRUPO DE POLÍTICAS PÚBLICAS DEL
SECTOR ELÉCTRICO DEL CIDE (CEPG)
14 ABRIL 2016
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PRECIOS MARGINALES LOCALES
DEFINICIÓN
Señales del Incremento del
Precio por Congestión
A los inversionistas a construirmás Centrales Eléctricas
A los Usuarios Finales aconsumir menos energía
Al CENACE y a los Participantesa programar la construcción denuevas líneas
PML= +Componente de Energía Marginal
Componente de
Congestión Marginal
Componente de Pérdidas Marginales+
DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN: DEFINICIÓN
3
Generador Demanda
$100/MWh $200/MWh
Capacidad de la Línea
• Las líneas de transmisión tienen límites de capacidad que debenrespetarse para proteger las líneas y la estabilidad del sistema.
• Cuando el despacho más económico resultaría en la violación delímites, la transmisión se vuelve un recurso escaso y se requiereredespacho para mantener el sistema en condiciones de seguridad.
Componente de
Congestión Marginal
Generador
Derechos Financieros de Transmisión: Le otorgan a su titular el derecho y laobligación de cobrar o pagar la diferencia que resulte del valor de losComponentes de Congestión Marginal (CCM) del Precio Marginal Local (PML)en dos NodosP – un nodo de origen y un nodo de destino.
Vertientes de la ReformaTRANSACCIONES BILATERALES EN EL MERCADO
Antes del Mercado: El productor y usuario (en sociedad de autoabasto)emparejan la producción con el consumo, pagando el precio acordado.
Contrato de Autoabasto:100 MWh por día en Guanajuato @ $70
Ciclo Combinado Azteca VIII
Complejo IndustrialCryoinfra Puebla
Usuario:
Compra al Productor ($7000)
. .Costo Neto ($7000)
Productor:
Venta al Usuario $7000
. .Ingreso Neto Variable $7000Costo variable de producción $7000
Beneficio Neto Variable $-------
GuanajuatoPrecio: $40
PueblaPrecio: $60
Mercado Eléctrico: Irrelevante
(Los costos fijos se cubren mediante el contrato de capacidad, aparte)
Vertientes de la ReformaTRANSACCIONES BILATERALES EN EL MERCADO
Con Mercado: El productor y usuario pueden reproducir su Contrato Bilateral utilizando los instrumentos del Mercado.
Contrato por Diferencias:100 MWh por día en Guanajuato @ $70
- Estilo “Take or Pay”- Productor elige generar como antes
GuanajuatoPrecio: $40
Ciclo Combinado Azteca VIII
PueblaPrecio: $60
Complejo IndustrialCryoinfra Puebla
Usuario:
Compra al Mercado ($6000)Derecho Fin. de Transmisión $2000Contrato por Diferencias ($3000)
Costo Neto ($7000)
Productor:
Venta al Mercado $4000
Contrato por Diferencias $3000Ingreso Neto Variable $7000Costo variable de producción $7000
Beneficio Neto Variable $------
Mercado Eléctrico:
Vertientes de la ReformaTRANSACCIONES BILATERALES EN EL MERCADO
Con Mercado: Será posible despachar las unidades solo cuando es eficiente, produciendo ahorros respecto al esquema Take-or-Pay.
Ciclo Combinado Azteca VIII
Complejo IndustrialCryoinfra Puebla
Usuario:
Compra al Mercado ($6000)Derecho Fin. de Transmisión $2000Contrato por Diferencias ----------
Costo Neto ($4000)
Productor:
Venta al Mercado -------
Contrato por Diferencias --------Ingreso Neto Variable --------Costo variable de producción -------
Beneficio Neto Variable --------
Contrato por Diferencias:100 MWh por día en Puebla @ $70- Estilo “Opción del Comprador”
GuanajuatoPrecio: $40
PueblaPrecio: $60
Mercado Eléctrico:
Vertientes de la ReformaTRANSACCIONES BILATERALES EN EL MERCADO
Con Mercado: Aunque hubiera un contrato “Take-or-Pay”, un generador racional elegiría no generar.
Contrato por Diferencias:100 MWh por día en Guanajuato @ $70
- Estilo “Take or Pay”- Productor elige no generar
GuanajuatoPrecio: $40
Ciclo Combinado Azteca VIII
PueblaPrecio: $60
Complejo IndustrialCryoinfra Puebla
Usuario:
Compra al Mercado ($6000)Derecho Fin. de Transmisión $2000Contrato por Diferencias ($3000)
Costo Neto ($7000)
Productor:
Venta al Mercado --------
Contrato por Diferencias $3000Ingreso Neto Variable $3000Costo variable de producción --------
Beneficio Neto Variable $3000
Mercado Eléctrico:
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DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN
ELEMENTOS DE LOS DFT
DFT
Punto de Inyección
Vigencia
Periodo (horas
del día)
Punto de Retiro
• Siempre se refiere a1 MWh
• Pueden ser nodoselementales o nodosdistribuidos
• Mensual, Semestral,Anual, Trianual,Hecho a la Medida
• Bloques de 4 horas(0-4, 5-8, 9-12, 13-16, 17-20, 21-24)
Cantidad
Punto de Inyección /
Retiro
Vigencia
Periodo
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DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN
TIPOS DE DFT
Legados SubastasPor Fondeo de la
expansión de la RedBilaterales
Características de la asignación:
- Asignados con base en el uso histórico de la red
- Cantidad físicamente factible a la entrada en vigor de la LIE
Titulares pueden aceptar o rechazar la asignación
DFT rechazados se mantienen en
una cuenta especial del
CENACE
DFT de CILsvigentes se
consideran en el cálculo de costos netos
Asignación a:Titulares de contratos de
interconexión legados
Suministrador-es de Servicios
Básicos
Adjudicación
Para la subasta, se utilizará un
modelo de la red similar a la usada para el
despacho
Se despachan las ofertas
maximizando el bienestar
social, sujeto a que todas las ofertas sean
factibles
Ofertas de compra:
Oferta de precios por
una cantidad de DFT entre cualquier bus
de origen y cualquier bus
de destino
Se permitirán ofertas
negativas
Cálculo de capacidad Incremental Neta
- Se asigna un DFT de contraflujo si la instalación hace que un DFT existente se vuelva no factible
- Se asignan DFT por el monto de capacidad incremental entre los
puntos designados por el PM
Expansión de las redes de Transmisión y
Distribución:
- Los PM pagarán por la expansión no considerados en los Programas de Expansión y
Modernización
- Solo se permite para la interconexión o mejora de
entregabilidad.
No requieren la intervención del
CENACE
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DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN
VIGENCIA
Legados SubastasPor Fondeo de la
expansión de la RedBilaterales
Por temporada: Trimestrales
Remanente del año en el que fueron
subastados
Año completo
Periodo de tres años
Suministradores de Servicios Básicos: Durante la vida útil de la central eléctrica
Contratos de Interconexión Legados: Durante la vigencia del contrato.
Tendrán una vigencia de 30 años.
Pueden tener períodos de vigencia acordados entre las partes.
Vertientes de la Reforma
11
DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN
DFT LEGADOS
DFT Legados
Únicamente serán asignados hasta la cantidad físicamente factible en el SEN al 12 de agosto de 2014.
La asignación de DFT se hará sólo una vez. El vector de DFT Asignables se basa en los usos históricos de cada PM
Se identifica un “ vector de generación reducida” para hacer factible la asignación de DFT
La función objetivo de la optimización es minimizar el valor esperado del vector de generación reducida
El vector de generación asignable del PM menos el vector de generación reducida del PM es igual al vector de generación factible del PM.
El vector de consumo asignable del PM se reduce de forma proporcional para cada PM.
Los PM pueden aceptar o rechazar la totalidad de DFT que les sea asignada. La adición o retiro de Centrales Eléctricas, o la evolución de los montos generados
en cada una, no causará el recálculo de los DFT. La adición o remoción de centros de carga será causa del reasignación de los DFT.
12
1
2
3
4
5
75
100
50
75
100
1
2
3
180
120
100
MWh MWh
400 400
10
20
30
10
5
$
30
30
30
$
Legados
DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN
DFTS LEGADOS
1
2
3
4
5
75
100
50
75
100
MWh
400
.19
.25
.12
.19
.25
NodoP Distribuido
1
2
3
.45
.30
.25
180
120
100
400
Legados
DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN
DFTS LEGADOS
����������
Vector de Generación Reducido
102030105
Vector de Costo Total del Corto Plazo (CTCP)
Función Objetivo:
Hallar el vector degeneración reducidoque haga factibles losflujos minimizando elrecorte
Legados
DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN
DFTS LEGADOS
751005075100
Vector de Generación Asignable
25002525
Vector de Generación Reducido
Vector de Generación Factible
50100505075
Legados
DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN
DFTS LEGADOS
16
1
2
3
4
5
50
100
50
50
75
1
2
3
180
120
100
MWh MWh
325 400
10
20
30
10
5
$
30
30
30
$
Legados
El vector de carga será ajustado impactando
proporcionalmente a los
Suministradores para igualar al
vector factible de carga.
≠
DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN
DFTS LEGADOS
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DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN
DFTS LEGADOS
1
2
3
4
5
50
100
50
50
75
1
2
3
146
98
81
MWh MWh
325 325
10
20
30
10
5
$
30
30
30
$
Legados
=
Vertientes de la Reforma
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DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN
SUBASTAS
Subastas de DFT
Las Ofertas de Compra en las subastas de DFT consistirán en la oferta de precios por una cantidad de DFT entre cualquier NodoP de origen y cualquier NodoP de destino.
La combinación entre origen y destino será libremente escogida por el PM.
Las Ofertas de Compra negativas serán permitidas en las subastas de DFT.
Los PM pueden presentar tantas Ofertas de Compra como lo deseen, incluyendo múltiples ofertas a diferentes precios para el mismo par de origen y destino.
El CENACE asigna los DFT que maximiza el excedente económico, reflejado por las ofertas económicas.
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DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN
DFT POR EXPANSIÓN DE LA RED
DFT por Expansión
La expansión requerida de la red se programa en el PRODESEN. Los costos se pagan por todos los usuarios de le red mediante su tarifa de transmisión; *no* por ingresos de DFT.
No se permite la transmisión “merchant” Cuando un generador o representante de Centros de Carga paga
la expansión de la red para mejorar su entregabilidad, se le asignan los DFT correspondientes: El interesado identifica los puntos de inyección y retiro CENACE calcula la capacidad disponible antes y después de la
expansión Se asigna la capacidad incremental al interesado, incluyendo
DFT “negativos” para la reducción de flujos preexistententes.
Vertientes de la Reforma
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DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN
PRÓXIMOS PASOS
Hito Fecha
Manual de DFT Legados (DOF) Mayo 2016
Publicación completa de los datos requeridos por las Reglas del Mercado
Mayo 2016
Manual de Subastas de DFT (COFEMER) Julio 2016
Manual de Subastas de DFT (DOF) Septiembre 2016
Primera Subasta de Derechos Financieros de Transmisión
Noviembre 2016
Segunda Subasta de DerechosFinancieros de Transmisión
Marzo 2017
GRACIAS