Resumen anteproyecto de bases de mercado

BORRADOR PARA DISCUSIÓN

Resumen del anteproyecto de Bases del Mercado Eléctrico Marzo de 2015

www.pwc.com/mx

Marzo de 2015

BORRADOR PARA DISCUSIÓN PwC

Nota informativa al lector

• El presente documento ha sido elaborado como apoyo ilustrativo en la lectura y estudio del anteproyecto de

Bases del Mercado Eléctrico enviadas a COFEMER el 24 de febrero del presente año. El informe no pretende

ser exhaustivo, sino exponer algunos de los puntos principales establecidos en el anteproyecto citado.

• Esta publicación se elaboró exclusivamente con el propósito de ofrecer orientación general sobre algunos

temas de interés, por lo que no debe considerarse una 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 las acciones, decisiones u omisiones que

usted u otras personas tomen con base en la información contenida en esta publicación.

2

PwC


Contenido

• ¿Dónde estamos en el proceso de transformación del sector?

• ¿Qué son las Reglas del Mercado?

• ¿Cuáles son los principios rectores de las reglas?

• ¿Qué norman las reglas en cuanto a productos y modalidades de mercado?

• ¿Cuáles son los principales agentes sujetos a las reglas?

• ¿Qué activos representan los participantes del mercado? y ¿qué condiciones aplican a cada uno de ellos?

• ¿Cómo funcionarán los mercados del MEM?

• ¿Cuáles son los parámetros de las ofertas de inyección y retiro?

• ¿Cómo se llevarán a cabo las transacciones?

• ¿Cómo se modelarán las operaciones del mercado?

• ¿Cómo se calculará el precio marginal local?

• ¿Cuáles son los tipos de nodos? y ¿cuáles son los tipos de vectores?

• ¿Qué se establece en cuanto a los DFT, CELs, Subastas de Mediano y Largo Plazo y mercado de potencia?

• ¿Cuáles son los tiempos de implementación?

• ¿Cómo puede apoyar PwC a su empresa?

3

PwC

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Posterior a la aprobación de la Ley de la Industria Eléctrica y su Reglamento son múltiples las acciones, reglas y normativas que deben de llevarse a cabo dentro del sector Parte fundamental de este proceso es la elaboración de las Reglas de Mercado, cuyo anteproyecto fue presentado en la Comisión Federal de Mejora Regulatoria (COFEMER) a finales de febrero

(1) LIE: Ley de la Industria Eléctrica

(2) CEL: Certificado de Energía Limpia

Fuente: Adaptado del Calendario previsto por la SENER, PwC 4

Mercado

eléctrico

Transmisión y

distribución

Industria

eléctrica

2014 2015

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

Primeras reglas del mercado Reglas

Operación del mercado

eléctrico

Energías

limpias

Servicio

universal Creación

Fondo

CENACE Decreto

Creación

Programa de

desarrollo del SEN Programa

Modelos de contrato Resolución

Tarifas reguladas Resolución

Reglamento de

la LIE(1) Reglamento

Declaratorio

Lineamientos

energías limpias Resolución

Requisitos

de CELs(2) Resolución

Subastas para

suministro básico Operación

Términos de separación

CFE Resolución

Reestructura de CFE Separación

Legal

Solicitudes de

interconexión Nuevos

criterios Geotermia Ronda 0

Adjudicación

CFE

Licitaciones

Importación

temporal Resolución

CENACE

Responsables:

CRE

SENER

Estamos aquí

¿Dónde estamos en el proceso de transformación del sector eléctrico?

PwC


Las Reglas del Mercado se estructuran con prelación jerárquica. Cada una de las disposiciones que integran dichas reglas deberá ser consistente con la jerarquía superior que le corresponda El documento presentado ante COFEMER corresponde a las Bases del Mercado (BdM), al que le han de seguir manuales, guías, criterios y procedimientos

Bases del Mercado Establecen los principios para el diseño y operación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) a que

se refiere la Ley.

Reg

las d

el

Merc

ad

o

Manuales de Prácticas de Mercado Establecerán los principios de cálculo, instrucciones, reglas, directrices, ejemplos y los

procedimientos a seguir para la administración, operación y planeación del MEM. Cada capítulo de las

Bases del Mercado se desarrollará en detalle en un Manual de Prácticas de Mercado (habrá

tentativamente 10 manuales)

Guías Operativas Las Guías Operativas establecerán fórmulas y procedimientos que, por su complejidad y

especificidad, están contenidos en documentos diferentes a los Manuales de Prácticas de Mercado,

según sea necesario.

Criterios y procedimientos de operación Establecerán especificaciones, notas técnicas y criterios operativos requeridos para la

implementación de las Bases del Mercado Eléctrico, los Manuales de Prácticas de Mercado o las

Guías Operativas, en el diseño de software o en la operación diaria.

Fuente: Anteproyecto de Bases del Mercado Eléctrico enviadas a COFEMER 24-02-2015, Presentación Dr. César Hernández 10-2014, PwC

¿Qué son las reglas de mercado eléctrico?

5

PwC


Las Bases del Mercado (BdM) son el cimiento del nuevo Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), las cuales se fundamentan en principios de eficiencia, competitividad y seguridad

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¿Cuáles son los principios rectores de las reglas?

• Se debe promover el desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional en condiciones de

eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad

• El MEM procurará en todo momento la igualdad de condiciones para todos los

Participantes del Mercado

Fuente: Anteproyecto de Bases del Mercado Eléctrico enviadas a COFEMER 24-02-2015, PwC

PwC


Las BdM establecen los principios del diseño y operación del MEM y definen las reglas y procedimientos que sus Participantes realizarán para comercializar energía, servicios conexos, CELs , potencia, DFT, entre otros(1) en las diferentes modalidades.

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(1) El CENACE incluirá en las liquidaciones de Servicios Fuera del Mercado los cargos y pagos por los siguientes servicios: i) Servicio de Transmisión; ii) Servicio de Distribución; iii)

Operación del mercado y Servicio de Control del Sistema, iv) Servicios Conexos no incluidos en el Mercado (Reservas reactivas, Potencia Reactiva, y Servicio de arranque de

emergencia). La CRE determinará las Tarifas Reguladas para todos los servicios fuera de mercado.

(2) A partir de 2018 el MDA y MTR se complementarán por un Mercado de Hora en Adelanto.

(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.

Fuente: Anteproyecto de Bases del Mercado Eléctrico enviadas a COFEMER 24-02-2015, Análisis PwC

Mercado del Día

en Adelanto (MDA)

Desde 1hr

Hasta 1 día antes

Corto Plazo

Mediano Plazo

Largo Plazo

MEM

Potencia Derechos Financieros

de Transmisión (DFT) Certificados de

Energía Limpia

(CELs)

Desde 1 mes

Hasta 3 años

Desde 3 años

Hasta 10 años

Mercado de Tiempo

Real (MTR)

Energía

Servicios

conexos(3)

Plazos Modalidades de

mercado Productos

Mercado de Hora

en Adelanto(2)

Subastas

Asignaciones

Fondeo

¿Qué norman las reglas en cuanto a productos y modalidades de mercado?

PwC


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

Fuente: Anteproyecto de Bases del Mercado Eléctrico enviadas a COFEMER 24-02-2015, PwC

Participante de Mercado

Generador

Comercializador

Suministrador

Usuario Calificado

Participante del Mercado

Los Distribuidores y Transportistas no son

considerados PM y celebrarán convenios

con el CENACE para establecer los

derechos y obligaciones de cada parte.

¿Cuáles son los principales agentes sujetos a las reglas?

Contrato de PM

PM que representan activos

PM que no representan activos

No son PM

NO EXHAUSTIVO

PwC


Los Participantes del Mercado representarán Centrales Eléctricas (CE) y/o Centros de Carga (CdC), según sea su contrato con el CENACE(1) Cada contrato del PM deberá especificar una sola modalidad de participación en el mercado; sin embargo, cada 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 los requisitos para ser PM, únicamente podrán comprar y vender energía y productos

asociados a través de un Suministrador.

Fuente Anteproyecto de Bases del Mercado Eléctrico enviadas a COFEMER 24-02-2015, Análisis PwC

NO EXHAUSTIVO

Participantes de Mercado Representan

Generadores Representan Centrales Eléctricas (CE) en el mercado.

Generadores de

Intermediación

Representan en el mercado a las CE y Centros de Carga (CdC)

incluidos en los Contratos de Interconexión Legados.

Usuario Calificado

Participante del Mercado

Representa CdC en el mercado para consumo propio o para el

consumo dentro de sus instalaciones.

Suministradores Representan CdC en el Mercado para el consumo de otros Usuarios

Finales en la modalidad de Suministrador Básico, Suministrador

Calificado o Suministrador de Último Recurso.

Comercializadores no

Suministradores

Realizan transacciones en el Mercado sin representar activos

físicos.

¿Qué activos representan los Participantes del Mercado ?


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; en caso 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 + -

+

Dis

po

nib

ilid

ad

1 2

3 4

1

2

3

4

Firme no-despachable: fuente firme que no tiene la capacidad de

controlar su nivel de producción en tiempo real (p.e. ciertas

instalaciones de cogeneración o geotérmica). Dichas unidades no

están exentas de seguir instrucciones del CENACE cuando se

requiere por Confiabilidad; sin embargo, en el despacho

económico se asumirá que su producción está fija en el último

valor medido o en el valor pronosticado.

Firme despachable: fuente que tiene la capacidad de seguir

instrucciones de despacho en tiempo real hasta su capacidad

instalada (p.e. Ciclo combinado, Termoeléctrica Convencional o

carboeléctrica)

Intermitente no-despachable: fuente intermitente que no tiene la

capacidad 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 no

están exentas de seguir instrucciones del CENACE cuando se

requiere por Confiabilidad, sin embargo, en el despacho

económico se asumirá que su producción está fija en el último

valor medido o en el valor pronosticado.

Intermitente despachable: fuente que tiene la capacidad de

seguir instrucciones de despacho en tiempo real hasta una

capacidad intermitente (p.e. eólica o solar con la capacidad de

reducir generación mediante instrucciones automáticas de

despacho).

Firm

e

Inte

rmite

nte

No despachable Despachable

Geo Cogeneración

Ciclo

Combinado

Termoeléctrica

convencional

Carbón

Solar sin

capacidad de

reducción

Eólica sin

capacidad de

reducción

Eólica con

capacidad de

reducción

Solar con

capacidad de

reducción

¿Cómo se registrarán los generadores?


…según la tecnología de generación, se aplicarán condiciones diferentes a los Contratos de Interconexión Legada (CIL) cuando se desee incluir parte de la capacidad de estas centrales en el Mercado SENER determinará el ente independiente que representará como Generador Independiente a las Centrales Eléctricas y Centros de Carga

11

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 pruebas

periódicas 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

Productor

Independiente

de Energía (PIE)

Contrato de Centrales

Externas Legadas

(CELeg)

MWregistrados(1)

=

MWCIL + MWGenerador

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

Si MWPIE = MWCFE + MWAutoabasto

El propietario de las

Centrales debe registrar

ante el CENACE la

cantidad de capacidad que

desee operar en modalidad

de Generador (MWGenerador)

Aplica cuando el PIE

sobredimensionó la central

para vender capacidad

excedente a terceros

Fuentes renovables

Cogeneración eficiente

Fuentes convencionales

Fuentes renovables o

convencionales

MWCIL MWGenerador

La energía producida será automáticamente

asignada entre los CIL y el Generador en todas

las horas, en proporción a la capacidad

registrada bajo cada esquema.

Sólo excedentes

El Generador podrá elegir el segmento de la curva

de costos incrementales de la CE completa que

se asignará a la porción de la central que se

registre con el Generador(2)

1° 2°

Tecnologías Condiciones

Asignación de energía

La energía generada será asignada primero al

Generador que representa a la CELeg en el

mercado eléctrico, hasta la cantidad de energía

incluida en el despacho óptimo de la misma. La

energía restante se asignará al CIL(3)

Contratos de

Interconexión Legados

(CIL)

¿Qué condiciones aplican a los contratos de interconexión legados que registren parte de su capacidad en el mercado?


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

¿Qué condiciones aplican a los comercializadores?

Transacciones virtuales (a partir de 2018) Las transacciones virtuales(1) tienen un precio al cual los PM tienen

la intención de vender o comprar energía en el MDA. Las

Transacciones virtuales son financieras porque no requieren la

inyección o retiro físico de energía. Se utiliza generalmente por los

PM para cubrirse contra cambios en el Precio Marginal Local(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


Co

merc

iali

za

do

r

Transacciones bilaterales financieras Transacciones fijas (un número fijo de MW), o referenciadas (un

porcentaje de energía generada o consumida) que permiten al PM

transferir la responsabilidad financiera de la energía o de los

Servicios Conexos incluidos en el Mercado (no así la provisión

física de energía o de Servicios Conexos) entre un comprador y un

vendedor.

Energía Servicios

Conexos

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 venta Es una oferta para vender energía en el MDA. No necesariamente

está soportada por una Central Eléctrica. Los PM presentarán: i)

Cantidad en MW, sujeta a los límites de crédito y a los límites de

volumen establecidos por la Unidad de Vigilancia del Mercado; ii)

Ubicación (NodoP(2)); iii) Horas sobre las cuales 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 compra Es una oferta para comprar energía en el MDA. No necesariamente

representa una intención de consumir energía en el MTR. El PM

presentará: i) Cantidad en MW, sujeta a límites de crédito y límites

de volumen establecido por la Unidad de Vigilancia del Mercado; ii)

Ubicación (NodoP(2)); iii) Horas sobre las cuales aplicará la oferta, y

iv) Precio de la oferta (Precio máximo de la energía en el MDA que

el 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 venta El vendedor transfiere sus derechos sobre la energía o Servicios

Conexos del Mercado al comprador. El CENACE cargará al

vendedor por la cantidad de energía o Servicios Conexos incluidos

en la Transacción Bilateral Financiera, multiplicada por el precio de

mercado de la energía o de los Servicios Conexos. El vendedor es

responsable del cobro al comprador en una transacción bilateral; el

CENACE no tendrá participación en esta transacción.

Transacción bilateral financiera de compra El comprador adquiere los derechos sobre la energía o Servicios

Conexos del Mercado del vendedor.

El CENACE acreditará al comprador por la cantidad de energía o

Servicios Conexos incluidos en la Transacción Bilateral Financiera,

multiplicada por el precio de mercado de la energía o de los

Servicios Conexos.

Venta

Compra

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Los Suministradores participarán en el Mercado bajo tres modalidades: Suministrador Básico, Calificado o de Último Recurso. El CENACE no tendrá responsabilidad 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 Calificados Permisionario que ofrece el Suministro Calificado a los UC y puede representar en el MEM a los

Generadores Exentos en un régimen de competencia. El Suministro Calificado se provee en un régimen de

competencia a los UC.

Suministrador de Servicios Básicos Permisionario que ofrece el Suministro Básico a los Usuarios de Suministro Básico y representa en el MEM

a los Generadores Exentos que lo soliciten. El Suministro Básico se provee bajo regulación tarifaria a

cualquier persona que lo solicite que no sea UC.

Suministrador de Último Recurso Permisionario que ofrece el Suministro de Último Recurso a los UC y representa en el MEM a los

Generadores 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 un

Suministrador 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)

¿Qué condiciones aplican a los suministradores?


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

14

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.

Fuente: LIE, Anteproyecto de Bases del Mercado Eléctrico enviadas a COFEMER 24-02-2015, Análisis PwC

NO EXHAUSTIVO

Usuarios

Calificados

UC Participante del Mercado Representan a sus propios Centros de Carga en el Mercado Eléctrico Mayorista, y

compran energía eléctrica y Servicios Conexos directamente en el Mercado y/o al

amparo de Contratos de Cobertura.

UC representado por un Suministrador Aquellos cuyos Centros de Carga son representados en el Mercado Eléctrico

Mayorista por un Suministrador Calificado o, de forma transitoria, por un

Suministrador 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 Servicio

Público de Energía Eléctrica por la demanda a incluirse en el Suministro Básico.

• 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).

• Se suministre parcialmente mediante un Contrato de Interconexión Legado y parcialmente mediante el suministro

básico. Todo el CdC podrá incluirse en el registro de UC

Consideraciones

Registro

¿Qué condiciones aplican a los usuarios calificados?


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

15

Reglas aplicables a Transportistas y Distribuidores

(1) Los Suministradores deberán obtener permiso de la CRE para ofrecer el suministro eléctrico o representar a los Generadores Exentos


NO 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 que

sea consistente con el funcionamiento

confiable de la Red Nacional de

Transmisión.

• Asegurar los sistemas y procedimientos

de corte de carga ante emergencias.

• Asegurar la existencia de sistemas de

control, supervisión y comunicación

segura.

• Informar a la brevedad al CENACE de

cualquier cambio en la capacidad de sus

instalaciones de transmisión.

• Cumplir puntualmente con las instrucciones

del CENACE, incluyendo instrucciones

para conectar o desconectar

instalaciones o equipos del SEN.

El Distribuidor deberá:

• Operar y mantener sus instalaciones de distribución y

equipos de una manera que sea consistente con el

funcionamiento 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 lo

especificado por el CENACE.

• Informar a la brevedad al CENACE de cualquier cambio

en la capacidad de sus equipos o instalaciones de

distribución conectado al SEN, que podría tener un

efecto en el funcionamiento confiable del SEN.

• Proporcionar al CENACE con descripciones funcionales,

las capacidades de los equipos y las restricciones

operativas de los equipos de distribución de las

instalaciones que operan dentro del SEN.

• Cumplir puntualmente con las instrucciones del

CENACE, incluyendo aquellas para desconexión de

instalaciones o equipos del SEN, operado por el

CENACE, por propósitos de Confiabilidad.

¿Qué condiciones aplican a los transportistas y distribuidores?


El MEM incluye las Subastas, el Mercado de Potencia, el Mercado del Día en Adelanto, el Mercado de Hora en Adelanto y el Mercado de Tiempo Real, que permitirán balancear las inyecciones y retiros en cada nodo, asegurando una adecuada disponibilidad de energía y reservas en el sistema

16

MDA MTR

¿Cómo funcionarán los mercados del MEM?

24 horas antes de la entrega 7 días

antes

• Establece asignación y

despacho económico de UCE.

• Emite programas financieros

vinculantes para la generación,

carga y transacciones virtuales

en cada hora.

• Comunica a los PM las

instrucciones de arranque

después de concluir el despacho

económico del MDA.

Fu

nc

ión

de

l

me

rca

do

Ofertas para incrementar

generación o reducir demanda.

Asignación y despacho de

Unidades de Central Eléctrica

(UCE).

Asig

nació

n U

CE

ho

rizo

nte

exte

nd

ido

(3)

Subastas(1)

Satisfacer las necesidades de

las Entidades Responsables de

Carga (ERC) y facilitar la

inversión de generadores.

1 año antes

(Vigencia 1, 3 y 10 años(2))

(1) Habrá tres tipos de Subastas: i) Subastas de Mediano Plazo para una Participación de Carga: 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 para Potencia,

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 el riesgo 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 contratos resultantes. 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 una devolución a

todos las ERC.

(2) 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 mayor

frecuencia). 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 de

Largo 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 10

años.

(3) 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 cámara

de compensación que actúe

como contraparte en contratos

entre PM.

• Para DFT CENACE hará

disponible el 20% de la

capacidad esperada de la red.

Mercado de potencia

Herramienta que permite a

ERC y Suministradores

cumplir requisitos mínimos

de planificación de

reservas .

• Calculará el valor de la

obligación específica con

base en requisitos de la

CRE. Dicho requisito

podrá ser un porcentaje

de la demanda

máxima/demanda en

punta.

1 año A

sig

nació

n U

CE

en

el D

ía d

e A

dela

nto

(3)

Asig

nació

n S

up

lem

en

tari

a U

CE

(3

)

Realizar ajustes por cambios de

pronósticos de demanda, o en la

disponibilidad de las UCE,o

condiciones del sistema.

• Análisis de contingencia e

identificación de restricciones de

seguridad.

• Cálculo de recursos no despachables

• Regulación de frecuencia.

• Cálculo de Precios Marginales

Locales mediante el Despacho

económico y reasignación de

unidades con restricciones de

seguridad.

• Penalizaciones por incumplimientos.

1 hora antes de operación

NO EXHAUSTIVO


Las Unidades de Central Eléctrica presentarán ofertas con la finalidad de vender energía en el MDA y MTR en el nodo de registro y con su capacidad registrada, mientras que las Entidades Responsables de Carga presentarán ofertas de compra para demanda solamente en el MDA

¿Cuáles son los parámetros de las ofertas de inyección y retiro?

Generadores

MDA

MTR

Entidades Responsables

de Carga

Ofertas de venta Ofertas de Compra

• Estatus de la asignación de la oferta del

Recurso (no disponible, económica, operación

obligada).

• Límites de despacho (económicos y de

emergencia).

• Oferta económica (arranque, operación en

vacío, operación incremental, disponibilidad de

reservas).

• Tiempos de notificación (diferencia entre

instrucción de arranque y el momento en que la

UCE 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). Pa

rám

etr

os

y c

on

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ion

es

de la

s

ofe

rta

s

Me

rca

do

s e

n q

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n o

fert

as

(1) Ver siguientes láminas para la descripción de los modelos, precio marginal local y nodos.

(2) Aplicable a partir de 2018.

Fuente: Anteproyecto de Bases del Mercado Eléctrico enviadas a COFEMER 24-02-2015, Análisis PwC.

Las ofertas de Compra para Demanda

aplican solamente en el MDA y

representan una oferta financiera

vinculante para comprar energía a precios

del MDA con el fin de consumirse en

Tiempo Real en el siguiente día de

operación.

• Presentación de ofertas de compra (para CdC

directamente modelados por cada Nodo P; o

indirectamente 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 MDA

para esa ubicación del NodoP(1). Información

requerida: cantidad de MW, ubicación de compra,

hora en la que se aplica la compra fija.

• Compra sensible al precio: PM podrán expresar

su intención de comprar energía a precios

específicos, sometiendo ofertas de compra

sensibles al precio(2). Información requerida:

precio máximo dispuesto a pagar por MW, hora

de oferta, ubicación. Bala

nceo

de in

yeccio

nes y

reti

ros e

n

cad

a n

od

o y

desp

ach

o e

co

nó

mic

o

NO EXHAUSTIVO

17


En una transacción tipo de energía, los Participante del Mercado tomarán una posición/adquiere un compromiso para retirar (Entidad Responsable de Carga) o entregar (Generador) electricidad, o bien, recibir un monto basado en el precio del mismo en una fecha u hora futura

18

Ejemplo ilustrativo de transacciones de energía eléctrica para Generadores y Entidades Responsables de Carga

Fuente: Bases del Mercado Eléctrico, Análisis PwC

Posición Larga (Compra)

Posición en

MDA Posición en

MTR Asignación real de

energía física

P

kWh @ Nodo P

Generador

Entidad

Responsable

de 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

¿Cómo se llevarán a cabo las transacciones?


Las operaciones del mercado serán modeladas a través del Modelo de la Red Física, que representa los parámetros eléctricos y la topología de los elementos de la red; y del Modelo Comercial del Mercado, el cual ajustará el Modelo de la Red Física a las necesidades de asignación de unidades, despacho de generación y operación del mercado Los activos serán directamente o indirectamente modelados. Las Disposiciones Operativas del Mercado establecerán los criterios para determinar cuáles CE y CdC serán Indirectamente Modelados

Modelos utilizados para representar las operaciones del mercado

(1) Ver siguientes láminas para la descripción de los NodosP Agregados y Distribuidos.

(2) Directamente Modelado: Central Eléctrica o Centro de Carga que se incluye individualmente en el MRF. Indirectamente Modelado: Son las Centrales Eléctricas de

generación y Centros de Carga que no se representan explícitamente en el MCM pero que sí se definen en el MCF.


¿Cómo se modelarán las operaciones del mercado?

NO EXHAUSTIVO

19


El algoritmo para el despacho económico calculará el precio marginal de la energía en cada NodoP, el cual tendrá tres componentes: i) Componente de Energía Marginal; ii) Componente de Congestión Marginal, y iii) Componente de Pérdidas Marginales

¿Cómo se calculará el precio marginal local?

P

Precio

Marginal

Local en

Nodo P

Energía Marginal

Congestión Marginal

Pérdidas Marginales Servicios

Conexos

Energía

• El cálculo del Precio Marginal Local deberá incluir a todas las

Unidades de Central Eléctrica despachables, incluyendo aquellas que

deben ser despachadas manualmente (sin capacidad de Control

Automático de Generación).

• El algoritmo para el despacho económico calculará el precio marginal

de las reservas de regulación, reservas rodantes, reservas operativas

totales y reservas suplementarias en cada región de reservas.

• Los Precios Marginales Locales y los precios de mercado para

reservas y regulación se calcularán en cada NodoP; algunos de estos

nodos pueden ser definidos como parte del sistema de distribución

para efectos operativos y de contabilidad.

…

P

PML en MDA

P

PML en MTR

Precio que resulta del programa de despacho en Tiempo Real.

=(1) Precio tope

Durante 2016 y 2017 el precio tope se fijará en el costo de producción de la Unidad de Central

Eléctrica de mayor costo en el Sistema Eléctrico correspondiente. A partir de enero 2018, dicho

costo de producción se multiplicará por un factor de 110%, incrementándose a 120% en febrero

2018 y por 10% adicional en cada mes, sin que el precio tope rebase el valor de demanda no

suministrada.

<

(1) Los precios marginales del Mercado del Día en Adelanto y el Mercado de Tiempo Real serán el menor entre el precio que resulta del programa de despacho en Tiempo

Real y un precio tope.


NO EXHAUSTIVO

Componentes del Precio Marginal Local y parámetros de su cálculo

20


Existen tres tipos de nodos para modelar las operaciones: NodoC de conectividad, NodoF de facturación o punto de interconexión y NodoP de precios

21

C

Nodo C

P

Nodo P Elemental

C C C C

MRF

Los Nodos de Conectividad (NodoC) componen el MRF y representan las secciones que conectan los interruptores y cuchillas con los

elementos de la red (generadores, transformadores, líneas de transmisión, reactores, capacitores y compensadores estáticos de potencia

reactiva) con otras barras físicas. Centrales Eléctricas y Centros de Carga Directamente Modelados. En un mismo NodoC puede

conectarse más de un equipo diferente.

La inyección de energía de CE Directamente Modeladas,

se representan en el MRF en el NodoC correspondiente,

tomando en cuenta cualquier pérdida en la red entre el

punto de interconexión y el NodoC.

El retiro de energía de CdC Directamente Modelados es

representado en el MRF en el NodoC correspondiente,

teniendo en cuenta cualquier pérdida en la red entre el

punto de interconexión y el NodoC.

Un nodo de fijación de precios (NodoP) es un solo NodoC o un conjunto de NodosC en donde se modela una inyección o un retiro

físico y para el cual un Precio Marginal Local es utilizado para liquidaciones financieras en el MEM. El NodoP Elemental corresponde

a un bus de red específico en el MCM.

NodoP Agregado: Vector de factores de ponderación (que suman a 1), que puede ser multiplicado por una cantidad, con el propósito de

representar la distribución media ponderada de inyecciones o retiros entre diferentes NodosP Elementales a partir de una

instalación directamente modelada en el MRF (por ejemplo, para representar la mezcla de las inyecciones de diferentes unidades de

una central de ciclo combinado).

NodoP Distribuido: Vector de factores de ponderación (que suman a 1), que puede ser multiplicado por una cantidad con el propósito de

representar la distribución media ponderada de inyecciones o retiros entre diferentes NodosP Elementales a partir de

instalaciones Indirectamente Modeladas (por ejemplo, para representar la mezcla de puntos de retiro utilizados por los Centros de

Carga Indirectamente Modelados en una zona).

C1 = + C2 …


¿Cuáles son los tipos de nodos?

MCM

PD

Nodo P Distribuido

P1 = + P2 …

MCF

F F

Nodo F

Nodos de Facturación (NodoF) representan el punto físico de interconexión de cada Central Eléctrica de generación y Centro de Carga

al SEN. Se requiere de la instalación de esquemas de medición conforme a los requerimientos del CENACE para conectarse a un NodoF.

F

PA

Nodo P Agregado

P1 = + P2 …

NO EXHAUSTIVO


Los NodoP Agregado y NodoP Distribuido son vectores de factores de ponderación que se utilizan para representar la distribución media ponderada de inyecciones o retiros entre diferentes NodosP Elementales. Estos NodosP se definen a partir de los vectores de distribución de carga y de generación

Vector de

Distribución de

Carga(1)

NO EXHAUSTIVO

PD

Nodo P Distribuido

PA

Nodo P Agregado Representa

donde [ X1 X2 X3 ... Xn]

es un vector de factores de ponderación Σ i=1

n

Xi = 1

¿Cuáles son los tipos de vectores?

Tipos de vectores a los que se hace referencia en las Bases del Mercado

Representa la distribución media ponderada

de inyecciones o retiros entre diferentes

NodosP Elementales a partir de una

instalación directamente modelada en el MRF

Representa la distribución media ponderada

de inyecciones o retiros entre diferentes

NodosP Elementales a partir de instalaciones

Indirectamente Modeladas

Utilizado para definir un NodoP

Agregado o NodoP Distribuido que

representa retiros para suministrar los

Centros de Carga Indirectamente

Modelados en una zona determinada.

Vector de

Distribución de

Generación (2)

Utilizado para definir un NodoP

Agregado que representa las

inyecciones de una Central Eléctrica.

(1) Los vectores de distribución de carga reflejan la distribución promedio de carga en cada zona de carga por NodoP, con excepción de los Centros de Carga Directamente

Modelados. Los Vectores de Distribución de Carga serán calculados por el CENACE. Los Vectores de Distribución de Carga también incluyen las pérdidas de energía entre

los Centros de Carga Indirectamente Modelados y los NodosP, de tal manera que la carga reportada en estos Centros de Carga multiplicada por los Vectores de

Distribución de Carga da como resultado los retiros esperados de energía de los NodosP para esos Centros de Carga.

(2) Las Centrales Eléctricas Agregadas utilizan un solo NodoP para propósitos de modelado y liquidación, aun cuando la Central tenga múltiples unidades interconectadas en

diferentes NodosC. Si las características del sistema no permiten la sustitución de un solo NodoP para los múltiples NodosC asociados con la Central (por ejemplo, si las

Unidades de Central Eléctrica están conectadas en diferentes niveles de tensión), el CENACE calculará un Vector de Distribución de la Generación basado en el

desempeño histórico de las diferentes unidades. La Central Eléctrica presentará ofertas para una sola Central en un NodoP Agregado. El CENACE utilizará el Vector de

Distribución de Generación para representar esa oferta en los NodosP del Modelo Comercial de Mercado.


22


Las bases del mercado establecen los Derechos Financieros de Transmisión, un mercado de Potencia, un mercado de CEL, así como subastas de medio plazo para energía y de largo para Potencia, Energía limpia y CEL (1/2)

23

Son títulos de crédito para pagos financieros,

no otorgan derecho físico a usar la red.

Derecho a cobrar la diferencia del valor de

los Componentes de Congestión Marginal

entre un nodo origen y uno destino.

Legados (a titulares de contratos de

interconexión legados y a suministradores

básicos), Subastados (capacidad de

transmisión restante tras lo legado) y

Bilaterales.

Derechos

Financieros de

Transmisión

Mercado de

Potencia

El requerimiento de Potencia es una

herramienta de Confiabilidad que tiene como

objetivo cumplir requisitos mínimos de

planificación de reservas.

La CRE establece 2 requerimientos: de

potencia a los suministradores y usuarios

calificados, y de potencia a futuro a los

suministradores. Éstos últimos pueden cumplir

su obligación mediante bilaterales o en las

subastas de suministro básico.

El CENACE determinará el precio de cierre

del mercado de potencia calculando el punto

de intersección entre las ofertas recibidas de

los Generadores y la curva de demanda.

Los Participantes del Mercado podrán realizar

contratos bilaterales para la compraventa de

Potencia. Una Entidad Responsable de Carga

puede comprar Potencia mediante bilaterales

antes de la realización del mercado de

Potencia y posteriormente utilizarla para

satisfacer sus obligaciones de Potencia.

¿Qué son? Tipos de DFT

¿Qué es? Requerimientos de potencia

Determinación del precio Bilaterales

¿Qué se establece en cuanto a los DFT y mercado de potencia?

Potencia

DFT


Las bases del mercado establecen los Derechos Financieros de Transmisión, un mercado de Potencia, un mercado de CEL, así como subastas de medio plazo para energía y de largo para Potencia, Energía limpia y CEL (2/2)

24

Su propósito es garantizar una fuente estable de

pagos que cubrirán los costos fijos de

inversión de nuevas plantas eléctricas, a fin de

reducir el riesgo de las nuevas inversiones, a la

vez que el costo de cumplimiento de los requisitos

de CEL se estabilice para los PM que celebren los

contratos resultantes.

Su propósito es garantizar que, antes del

Mercado del Día en Adelanto, los

Suministradores Básicos tengan una posición

neta esperada cerca de cero (ni comprador ni

vendedor) a fin de reducir su exposición a los

precios del mercado spot.

El mercado permitirá la compraventa de un solo

tipo de CEL.

El CENACE operará un mercado spot con una

frecuencia que corresponde a los periodos que

establezca la CRE para el cálculo de los CEL a

otorgarse y de las obligaciones respectivas.

Se permitirán ofertas de compra y venta a

cualquier precio, y diferentes ofertas para

diferentes bloques del CEL.

Cualquier persona puede comprar y vender

CEL a través de bilaterales o a través de

subastas para el servicio básico.

Mercado de

Certificados de

Energías Limpias Características Condiciones

El CENACE realizará subastas competitivas para

permitir a los Suministradores Básicos la

contratación de los requerimientos de

Cobertura establecidos por la CRE de sus

Usuarios de Servicio Básico.

Otras ERC pueden participar en las Subastas

como compradores, y únicamente los

Generadores podrán participar como

vendedores.

Podrán participar 4 tipos de ERC: Suministrador

básico, calificado, de último recurso y usuario

calificado participante del mercado.

La CRE establecerá requisitos para todos los

Suministradores para celebrar Contratos de

Cobertura Eléctrica que les permitan cubrir sus

necesidades esperadas, cubriendo energía,

potencia y CEL.

Objetivo Participantes

M/P: para una Participación de Carga L/P: para Potencia, energía limpia y CEL

Subastas de

Mediano y Largo

Plazo

¿ Qué se establece en cuanto a los CELs, Subastas de Mediano y Largo Plazo?

CELs

Subastas


A fin de asegurar el inicio oportuno de los elementos críticos y maximizar la eficiencia del 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

25

Calendario previsto para la implementación(1)

(1) Los calendarios previstos se podrán modificar a fin de asegurar el desarrollo completo de las reglas y de los sistemas requeridos para su ejecución confiable y eficiente

(2) Las pruebas y operación del mercado de CELs se determinarán en función de los periodos que establezca la CRE para el cálculo de los CELs a otorgarse y de las

obligaciones respectivas


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

Asignación

Inician

contratos

de 2015

Pruebas

y

Operación

Operación

Pruebas

Pruebas

Pruebas

Operación

Operación Operación

Operación Pruebas

Pruebas

Pruebas

Operación

Operación

Operación

Operación

Operación

Mercado de CELs(2)

Subastas de DFT

Subastas MP

(Energía)

Subastas LP

(Potencia, Energía Limpia y CELs)

Asignación de DFT

MTR

MDA

Mercado de Potencia

2015 2016 2017 2018

¿Cuáles son los tiempos de implementación?

NO EXHAUSTIVO

Segunda etapa

Primera etapa


PwC cuenta con servicios a lo largo de la cadena de valor del sector eléctrico, con capacidades probadas con éxito en el mercado México

¿Cómo puede apoyar PwC a su empresa?

Servicios Resultados

Apoyo en la elaboración de estrategias para el impulso

del sector junto con la administración pública y

asociaciones sectoriales.

Elaboración de estrategias de impulso a las energías

renovables con la Secretaría de Energía, distintos

gobiernos estatales, la Asociación Mexicana de Energía

Eólica, entre otras.

Análisis de tarifas eléctricas y costos marginales de

generación.

Modelización de precios de la electricidad para entidades

financieras y desarrolladores considerando perfiles de

generación de las centrales específicas.

Modelización y estructuración

financiera y fiscal de centrales de generación.

Participación en la estructuración financiera-fiscal

y/o revisión de modelos financieros de más de

1,500 MW de capacidad de generación de múltiples

tecnologías.

Análisis de la regulación y de apoyo en el diseño de

estrategias de entrada/expansión en el sector eléctrico.

Asesoramiento a Utilities de Estados Unidos, Conglomerados

asiáticos, desarrolladores europeos y grandes grupos

industriales mexicanos en sus planes de negocio en el sector

eléctrico.

Asesoramiento en la compra/venta de activos de

generación.

Elaboración de Due Diligence Comerciales, Financieras y

Fiscales para activos de generación. Apoyo en la búsqueda

de capital y financiamiento para proyectos en desarrollo.

26


Datos de contacto

Francisco Ibáñez

Socio líder de Proyectos de Capital e Infraestructura

[email protected]

+52 (55) 5263 6085

Eduardo Reyes

Director de Estrategia de Infraestructura & Energía

[email protected]

+52 (55) 5263 8967

27

Esta publicación se elaboró exclusivamente con el propósito de ofrecer orientación general sobre algunos temas de interés, por lo que no debe considerarse una 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 las acciones, decisiones u omisiones que usted u otras personas tomen con base en la

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Resumen anteproyecto de bases de mercado

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