El Mercado Eléctrico Mayorista MexicanoIng. Eduardo Meraz Ateca

Director General del CENACE

X CONGRESO ANUAL CONJUNTO DE ASOCIACIONES DEL SECTOR ENERGÉTICOPanel: El mercado eléctrico, la realidad en México

Acapulco, Guerrero a 25 de mayo de 2018.

Elementos del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM)

Derechos Financieros de Transmisión (DFT)

Legados

Mercado de Balance de Potencia

Facturación

Subastas de Largo Plazo

Registro de participantes

del MEM

Importaciones y Exportaciones

Conciliación y liquidación del

MEM

Publicación de la información del Mercado

Subastas de CEL

Capacitación a Participantes del

Mercado

Subastas de Mediano Plazo

Medición

GarantíasSubastas de DFT

Monitoreo del Mercado

Cámara de Compensación

Porcentaje de Avance

50%

75%

100%

MEM

Mercado en Tiempo Real

Mercado de Día en Adelanto

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000en

e-1

6

feb

-16

mar

-16

abr-

16

may

-16

jun

-16

jul-

16

ago

-16

sep

-16

oct

-16

no

v-1

6

dic

-16

ene-

17

feb

-17

mar

-17

abr-

17

may

-17

jun

-17

jul-

17

ago

-17

sep

-17

oct

-17

no

v-1

7

dic

-17

ene-

18

feb

-18

mar

-18

abr-

18

may

-18

MW

Año

Turbogas

Nucleoeléctrica

Hidroeléctrica

Fotovoltaico

Eólico

Combustión Interna

Cogeneración

Ciclo Combinado

Biomasa

Biogas

Centrales eléctricas incorporadas desde 2016

Participantes del Mercado (PM)

4

1

11

1

26

0 5 10 15 20 25 30

Comercializador No Suministrador

Suministrador de Servicio Básico

Suministrador de Servicio Calificado

Generador de Intermediación

Generador

43 en operación

1

1

8

19

13

0 5 10 15 20

Suministro de Último Recurso

Usuario Calificado

Comercializador No Suministrador

Suministrador de Servicio Calificados

Generador

42 en registro de activos

85 contratos firmados con PM al 15 de mayo de 2018

43 PM operando de 174 interesados en participar

(25%)

1 2

9 9

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2015 2016 2017 2018

3

6

43

CFE Privados

2

4

23

3234

Además de 4 contratos con otros involucrados en la industria que acceden ala información del MEM (denominados Usuarios Externos de Confianza).

Cargos Unitarios

-500.00

0.00

500.00

1,000.00

1,500.00

2,000.00

2,500.00

3,000.00

2016 2017 2018 2016 2017 2018 2016 2017 2018 2016 2017 2018 2016 2017 2016 2017 2016 2017 2016 2017 2016 2017 2016 2017 2016 2017 2016 2017

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

$/M

Wh

CARGOS UNITARIOS MERCADO ELÉCTRICO

SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL. 2016-2018

ENERGIA ($/MWh)

DISTRIBUCION ($/MWh)

TRANSMISION ($/MWh)

GARANTÍA DE SUFICIENCIA DE INGRESOS ($/MWh)

IMP Y EXP POR CONFIABILIDAD E INADVERTIDA ($/MWh)

OPERACION DEL SISTEMA ($/MWh)

BALANCE FINANCIERO GI ($/MWh)

SERVICIOS CONEXOS ($/MWh)

POTENCIA ($/MW h)

Aumento del precio de los combustibles

0.000

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

Promedio Gasnatural

Promedio LNG Residual Fuel No. 63%

Diesel I_Carbon API2Carbon importado

Promedio CarbonNacional

COMBUSTIBLES PROMEDIO DIARIO ANUAL USD/MMBTUS

PROMEDIO ANUAL 2016 PROMEDIO ANUAL 2017 PROMEDIO ANUAL 2018

Porcentaje de los requerimientos de Potencia que los Suministradores de Servicios Básicos deben comprar de forma anticipada mediante contratos de

cobertura suscritos a más tardar el 31 de diciembre de:

Para

el su

min

istr

o d

e los

años

Transición Estado estable

Cifras de obligación de Potencia de 2016 a 2019

Liquidaciones netas de DFTs

sep oct nov dic ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic ene feb mar abr may

2016 2017 2018

Total $29,3 $60,4 $26,6 $40,0 $80,9 $51,1 $116, $136, $297, $59,6 $5,83 $63,6 $(29, $55,1 $70,4 $21,0 $231, $83,5 $141, $77,4 $56,1

-$50,000,000.00

$0.00

$50,000,000.00

$100,000,000.00

$150,000,000.00

$200,000,000.00

$250,000,000.00

$300,000,000.00

$350,000,000.00

Pe

so

s

LIQUIDACIÓN HISTÓRICA DE DFTs LEGADOS

Notas:

1. La liquidación de Derechos Financieros de Transmisión comenzó el día 8 de septiembre de 2016 y a la fecha únicamente se liquidan los DFTs Legados.

2. La tabla muestra información considerando la máxima liquidación disponible al día de emisión, es decir al 17/05/2018.

Mayo Junio Julio AgostoSeptiembr

eOctubre

Noviembre

Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo

2017 2017 2017 2017 2017 2017 2017 2017 2018 2018 2018 2018 2018

MDA_PML_CONGESTION $60.74 $2.27 $38.36 $11.92 $29.49 $(9.53) $(29.92) $0.58 $(47.89) $4.07 $(13.54) $(3.34) $74.48

MDA_PML_PERDIDAS $48.03 $104.98 $70.53 $91.02 $55.48 $37.64 $14.99 $18.32 $12.83 $13.66 $17.89 $39.18 $67.32

MDA_PML_ENERGIA $1,597.83 $2,162.18 $1,176.38 $1,728.52 $1,141.53 $1,297.46 $1,580.07 $1,197.28 $1,351.13 $1,480.36 $1,458.28 $1,645.42 $1,592.05

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

PROMEDIO POR MES DEL PRECIO MARGINAL LOCAL BLOQUE HORARIO 13-16 HRS

Promedio por mes del PML (Mayo 2017 – Mayo 2018)

Comportamiento del componente de congestión

-300 -200 -100 0 100 200 300

Congestión ($/MWh)

Promedio de Congestión por Zona de Carga de mayo 2017 a mayo 2018Bloque Horario 13-16hrs

38

37

36

39

31

30 32 33

17

21

18

19

20

23

22

11

15

12

13

26

25

24

27

29

28

14

16

5

1

4

2

3

6

7

8

910

34

35

Capacidad de exportación disponible de la 4ª SLP 2018

IDSin Prelación

(GWh)

1 1314

2 263

3 263

4 789

5 263

6 263

7 263

8 263

9 263

IDSin Prelación

(GWh)

10 0

11 263

12 1577

13 1314

14 263

15 263

16 263

17 1249

18 526

IDSin Prelación

(GWh)

19 263

20 263

21 789

22 1052

23 657

24 1752

25 1752

26 1227

27 1052

28 263

IDSin Prelación

(GWh)

29 876

30 0

31 0

32 0

33 0

34 1665

35 132

36 0

37 0

38 0

39 0

Baja California

Baja California Sur

Noroeste

Norte

Noreste

Occidental

Central

Oriental

Peninsular

Oceáno Pacífico

Guatemala

Belice

Golfo de México

Estados Unidos de América

HGA

CHO

TEDCBL

LYE

CJN

AGM

TPX

MTA

PIT

LCP

QPM

SLM

KDA

EPS

PMY

SLRPNQ

JOM

HCPCBD

ADCLAM

FRO

LAJ

AER

ATP

GUE

CPY

MES

ALT

TMO

DOG

MDO

VOG YTP

PHP

LRP

TTE

PRD

PPT

LAV

TCL

CZM

OJP

EDO

JUI

CHM

MID

CTS

MMT

SAB ANG

THP

RMY

PIC

QMDLAT

CGP

MZL

CRL

ZAP

CUM

MOR

ZOCAZM

MZT

JAL

ELC

PRI

IRO

TSD

DBC

JDN

VRD

TMU

JDD

OXP

CIG

PEA

MZW

CDD

CMP

KLV

VHN

MCDLRS

CPC

XUL

LRA

KNP

NTE

CCP

MDP

VAD

BLM

NIZ

PCN

ACS

KMC

SAO

ITP

FTM

SIC

SCD

VIL

UPP

ZRP

OCN

CGM

CMDCOL

NVT

VTP

SJD

LNC

CNISJP

ZMN

DAN

CYA

VDR

SPISLP

LSV

CHK

AGT

CZA

ZCD

CALFSO

MIA

PPC

TPC

LLG

LVIMMP

RIBVKMCCL

PCD

SAL

MON

NUR

NAV

CID

PNG

AND

GPL

LEDNAZ

LTRDGD

CGD

HCL

SGD

FVLEND

MES

CHD

QVD

SPP

DDN

CUNCHU

AVL

LEN

MCZNCG

AODSYS

SYC

PNR

TER

REA

AGD

EFR

LCD

LCF

LCG

BNV

SCN

OBS

NGA

STAICA

SSA

PLD

HAE HLM

HLC

HLI

HLT

GYC

PGD

BAC

COT

COC

PNO

EMY

LMD

LMI

TPO

LOU

GMD

CUT

SCP

HBL

ELP

COR

PUP

LAP

BLE

ETR

SNTASJ

SJC

PML

CRE

CABCAD

TCB

VIOGAO

INS

DOM

PES

SRI

GLV

VIZ

BAS

SQN

SAF

MIN

PPA

TRI

KON

MNDCIP

LOS

PJZMEP

TJI HRARUM

El Salvador

Honduras

Centro Nacional de Control de EnergíaSubdirección de Planeación

Sistema Eléctrico Nacional

Mar Caribe

A BEL

A LBR

A EAP

A LAA

A RRD

A MLT

A OTYA IMP

CMR

HYA

BRT

EFU

HTS

NVL

IEL

Popotla

ATD

CUF

NGN

JOVA ALIA SJE

MLC

PRH

MPS

CNN

CNS

S i m b o l o g í a

Geotermoeléctrica

Eoloeléctrica

Hidroeléctrica

Generación Transmisión

Nivel de Tensión

34.5 kV o menor

400 kV

230 kV

138 a 161 kV

Ciclo CombinadoLínea de Transmisión

Subestación

Termoeléctrica Convencional

Turbogás

Carboeléctrica

Nucleoeléctrica

69 a 115 kV

Back-to-Back

Fotovoltaica

Combustión Interna

Transformador Variador de Frecuencia

TIC

PBD

TUV

MPT

APT

POSLFR

SMD

CRP

MNZ

MZD

TRS

ENO

AHM

TNM

RAP

PAE

ANP

GRR

REC

YCP

OLA

RUB

XPU

LAC

LAC

PYU

CMO

HCE

KOP

IZL

TZM

TUM

TXSSDM SUC

PPH

AKD

TMS

OLM

MFACBE

DZTKBL

ESA

TSP

TPN

MMD

CMN

STM

SLD

SPA

QRP

VQM

CPO

SERESP

LRO

BKI

INF

MEZ

CAS

NRI

CER

VJZ

CAP

VGR

CPO

RGMDER

JAC

LEV

KTH

CHS

CCS

SBYCREPTR

POC

CAR

ARJ

SAU

Estación Convertidora LCC

Estación Convertidora VSC

Corriente Directa

TMD

IPO

Obras Instruidas

Obras Propuestas

VDM

PAR

Oceáno Pacífico

Guatemala

Belice

Golfo de México

Estados Unidos de América

HGA

CHO

TEDCBL

LYE

CJN

AGM

TPX

MTA

PIT

LCP

QPM

SLM

KDA

EPS

PMY

SLRPNQ

JOM

HCPCBD

ADCLAM

FRO

LAJ

AER

ATP

GUE

CPY

MES

ALT

TMO

DOG

MDO

VOG YTP

PHP

LRP

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PRD

PPT

LAV

TCL

CZM

OJP

EDO

JUI

CHM

MID

CTS

MMT

SAB ANG

THP

RMY

PIC

QMDLAT

CGP

MZL

CRL

ZAP

CUM

MOR

ZOCAZM

MZT

JAL

ELC

PRI

IRO

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VRD

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CIG

PEA

MZW

CDD

CMP

KLV

VHN

MCDLRS

CPC

XUL

LRA

KNP

NTE

CCP

MDP

VAD

BLM

NIZ

PCN

ACS

KMC

SAO

ITP

FTM

SIC

SCD

VIL

UPP

ZRP

OCN

CGM

CMDCOL

NVT

VTP

SJD

LNC

CNISJP

ZMN

DAN

CYA

VDR

SPISLP

LSV

CHK

AGT

CZA

ZCD

CALFSO

MIA

PPC

TPC

LLG

LVIMMP

RIBVKMCCL

PCD

SAL

MON

NUR

NAV

CID

PNG

AND

GPL

LEDNAZ

LTRDGD

CGD

HCL

SGD

FVLEND

MES

CHD

QVD

SPP

DDN

CUNCHU

AVL

LEN

MCZNCG

AODSYS

SYC

PNR

TER

REA

AGD

EFR

LCD

LCF

LCG

BNV

SCN

OBS

NGA

STAICA

SSA

PLD

HAE HLM

HLC

HLI

HLT

GYC

PGD

BAC

COT

COC

PNO

EMY

LMD

LMI

TPO

LOU

GMD

CUT

SCP

HBL

ELP

COR

PUP

LAP

BLE

ETR

SNTASJ

SJC

PML

CRE

CABCAD

TCB

VIOGAO

INS

DOM

PES

SRI

GLV

VIZ

BAS

SQN

SAF

MIN

PPA

TRI

KON

MNDCIP

LOS

PJZMEP

TJI HRARUM

El Salvador

Honduras

Centro Nacional de Control de EnergíaSubdirección de Planeación

Sistema Eléctrico Nacional

Mar Caribe

A BEL

A LBR

A EAP

A LAA

A RRD

A MLT

A OTYA IMP

CMR

HYA

BRT

EFU

HTS

NVL

IEL

Popotla

ATD

CUF

NGN

JOVA ALIA SJE

MLC

PRH

MPS

CNN

CNS

S i m b o l o g í a

Geotermoeléctrica

Eoloeléctrica

Hidroeléctrica

Generación Transmisión

Nivel de Tensión

34.5 kV o menor

400 kV

230 kV

138 a 161 kV

Ciclo CombinadoLínea de Transmisión

Subestación

Termoeléctrica Convencional

Turbogás

Carboeléctrica

Nucleoeléctrica

69 a 115 kV

Back-to-Back

Fotovoltaica

Combustión Interna

Transformador Variador de Frecuencia

TIC

PBD

TUV

MPT

APT

POSLFR

SMD

CRP

MNZ

MZD

TRS

ENO

AHM

TNM

RAP

PAE

ANP

GRR

REC

YCP

OLA

RUB

XPU

LAC

LAC

PYU

CMO

HCE

KOP

IZL

TZM

TUM

TXSSDM SUC

PPH

AKD

TMS

OLM

MFACBE

DZTKBL

ESA

TSP

TPN

MMD

CMN

STM

SLD

SPA

QRP

VQM

CPO

SERESP

LRO

BKI

INF

MEZ

CAS

NRI

CER

VJZ

CAP

VGR

CPO

RGMDER

JAC

LEV

KTH

CHS

CCS

SBYCREPTR

POC

CAR

ARJ

SAU

Estación Convertidora LCC

Estación Convertidora VSC

Corriente Directa

TMD

IPO

Obras Instruidas

Obras Propuestas

VDM

PAR

Obras de transmisión instruidas y propuestas para expandir el sistema de

transmisión

Mapa comparativo de extensión territorial de México y países de la Unión Europea

(UE)Macedonia25,713 km2

Eslovaquia49,037 km2

Portugal92,090 km2

Austria83,871 km2

Suiza41,284 km2

Albania28,748 km2

Serbia88,361 km2

Estonia45,227 km2

Bélgica30,528 km2

Alemania357,114 km2

Dinamarca43,094 km2

Holanda41,850 km2

Bosnia y Herz.51,209 km2

Reino Unido242,495 km2

Bulgaria110,879 km2

Montenegro13,812 km2

República Checa

78,865 km2

Lituania65,300 km2

Irlanda70,273 km2

Hungría93,028 km2

Albania28,748 km2

Chipre9,240 km2

Luxemburgo2,586 km2

México1,964,375 km2

23 países UE1,693,352 km2

Incrementar lapublicación de la

información en el Sistema de Información

del Mercado.

Llevar a cabo los ajustes necesarios

de las Reglas de Mercado, a partir de

los trabajos de los respectivos comités

consultivos

Continuar con lasactividades de implementaciónde los módulos del Mercadopendientes.

Seguir monitoreando el desempeño del Mercado y su funcionamientobajo la congruencia de su diseño.

¿Qué sigue?

¡Gracias!

www.gob.mx/cenace

Cenace México

@CenaceMexico

Cenace México

cenacemexico