Transacción Bilateral de Potencia: Acuerdo entre Participantes de Mercado con el que transfieren la titularidad y obligaciones asociadas con una cantidad determinada de Potencia en una zona de Potencia determinada del Sistema Eléctrico Nacional, y que se informa al CENACE para efectos del Mercado para el Balance de Potencia.
Definición de capacidad y Potencia
La Potencia se refiere a un producto comercial que los Generadores pueden ofrecer para su venta, mediante el cual adquieren la obligación de asegurar la Disponibilidad de Producción Física y ofrecer la energía correspondiente al Mercado de Energía de Corto Plazo.
La capacidad se refiere a la cantidad de potencia (en MW) que una Unidad de Central Eléctrica o Recurso de Demanda Controlable es físicamente capaz de producir o dejar de consumir. La capacidad se mide en dos términos diferentes:
La Capacidad Instalada se refiere a la cantidad esperada de potencia que una Central Eléctrica o Recurso de Demanda Controlable está diseñada para producir o dejar de consumir. La Capacidad Instalada se verificará por la CRE.
La Capacidad Entregada se refiere a la cantidad de potencia que una Unidad de Central Eléctrica o Recurso de Demanda Controlable efectivamente puso a la disposición del Sistema Eléctrico Nacional en las horas críticas de un año dado. Dicha cantidad se calculará por el CENACE después de cada año en los términos de estas Bases del Mercado y los Manuales de Prácticas de Mercado correspondientes.
Propósito y objeto del Mercado para el Balance de Potencia
El propósito del Mercado para el Balance de Potencia es establecer señales de precio que responden a las condiciones de escasez o superávit de capacidad de generación en el Sistema Eléctrico Nacional, los cuales fomentarán una demanda adecuada para contratar Potencia a mediano y largo plazo.
El objeto del Mercado para el Balance de Potencia consiste en facilitar a los participantes de este, tanto la compra como la venta de Potencia y establecer el precio que tendrá la misma en ese mercado.
Los Participantes del Mercado podrán celebrar Contratos de Cobertura Eléctrica para comprometer la venta de Potencia bajo términos negociados bilateralmente, y podrán registrar esas transacciones con el CENACE a través de las Transacciones Bilaterales de Potencia.
El Mercado para el Balance de Potencia tiene los siguientes propósitos:
- Facilitar transacciones entre las Entidades Responsables de Carga cuyos Contratos de Cobertura Eléctrica resultaron insuficientes para cumplir con los requisitos para obtener Potencia establecidos por la CRE, y los Participantes del Mercado que cuenten con Potencia no comprometida en dichos contratos.
- Establecer una curva de demanda de Potencia en exceso de los requisitos mínimos establecidos por la CRE, y comprar la porción de la Potencia disponible por cuenta de las Entidades Responsables de Carga a fin de fomentar la operación eficiente del Mercado Eléctrico Mayorista.
Mercado para el Balance de Potencia
Las Unidades de Central Eléctrica y los Centros de Carga con Recursos de Demanda Controlable que produzcan Potencia deberán identificarse en el proceso de registro de activos. La verificación de sus capacidades y desempeño se realizará en términos del Manual de Prácticas de Mercado correspondiente.
Este mercado operará anualmente para el año inmediato anterior con el propósito de realizar transacciones de compraventa de Potencia no cubierta o comprometida a través de Contratos de Cobertura Eléctrica.
A través de él las Entidades Responsables de Carga cuyos contratos no cubrieron los requisitos reales de Potencia de acuerdo a las obligaciones establecidas por la CRE y los Generadores cuya operación no satisfizo sus compromisos contractuales, podrán realizar transacciones con los Generadores y Entidades Responsables de Carga que tengan excedentes relativos a sus compromisos de Potencia.
Acreditación de Potencia
Para cada Zona de Potencia, el CENACE identificará la cantidad de potencia (capacidad) que cada Recurso haya puesto a disposición del Sistema Eléctrico Nacional en el Año de Producción en las cien horas en las que el sistema de que se trate tuvo mayor necesidad de dicha potencia. A esas cien horas se les conocerá como las Horas Críticas, las cuales serán definidas por el CENACE para cada año y para cada Zona de Potencia.
El promedio de la cantidad de potencia (capacidad) que sea identificada en los términos del inciso inmediato anterior se considerará como la Capacidad Entregada (expresada en MW) por cada Recurso en el Año de Producción para la Zona de Potencia de que se trate. El cálculo de ese promedio será realizado por el CENACE.
La Capacidad Entregada por cada Recurso en el Año de Producción determinará la cantidad de Potencia (expresada en MW-año) que el CENACE acreditará a ese Recurso para ese año y para la Zona de Potencia correspondiente.
La cantidad total de Potencia que acredite el CENACE al conjunto de Recursos que un mismo Participante del Mercado haya representado en el Mercado Eléctrico Mayorista en el Año de Producción en la misma Zona de Potencia, será la Potencia Anual Acreditada de ese Participante del Mercado para esa Zona de Potencia con respecto a ese año.
Ejemplo 1: Si la Capacidad Entregada por la Unidad de Central Eléctrica A en el año 2018 en la Zona de Potencia X es de 10.5 MW; la Capacidad Entregada por la Unidad de Central Eléctrica B en el año 2018 en la Zona de Potencia X es de 15 MW; y la Capacidad Entregada por la Unidad de Central Eléctrica C en el año 2018 en la Zona de Potencia X es de 21.5 MW, y todas esas Unidades de Central Eléctrica fueron representadas en el Mercado Eléctrico Mayorista en el año 2018 por el mismo Participante del Mercado y éste no representó en ese año a ningún otro Recurso, entonces la Potencia Anual Acreditada de ese Participante del Mercado en la Zona de Potencia X correspondiente al año 2018 será de 47 MW – año.
La Potencia Anual Acreditada de un Participante del Mercado podrá ser utilizada por ese Participante del Mercado para cumplir con sus requisitos de Potencia para esa Zona de Potencia en ese año y para enajenarla a fin de que otros Participantes del Mercado puedan cumplir con sus requisitos de Potencia para esa Zona de Potencia en ese año. La enajenación de esa Potencia podrá realizarla el Participante del Mercado a través de Transacciones Bilaterales de Potencia o a través del Mercado para el Balance de Potencia.
Requisitos de Potencia
Para cada Zona de Potencia, el CENACE identificará la cantidad de potencia (capacidad) que cada Entidad Responsable de Carga haya demandado del Sistema Eléctrico Nacional para el consumo de energía eléctrica en los Centros de Carga representados por esa Entidad Responsable de Carga en el Mercado Eléctrico Mayorista en las Horas Críticas del Año de Producción.
El promedio de la cantidad de potencia (capacidad) que sea identificada en los términos del inciso inmediato anterior se considerará como la Capacidad Demandada (expresada en MW) por cada Entidad Responsable de Carga en el Año de Producción para la Zona de Potencia de que se trate.
Para cada Zona de Potencia, la Capacidad Demandada por cada Entidad Responsable de Carga en el Año de Producción y la Reserva de Planeación Mínima (RPm), determinarán la cantidad de Potencia (expresada en MW-año) que cada Entidad Responsable de Carga tendrá la obligación de adquirir para ese año.
La cantidad total de Potencia que cada Entidad Responsable de Carga tendrá la obligación de adquirir para un año determinado será su Requisito Anual de Potencia y será calculado por el CENACE para cada Zona de Potencia.
La Potencia Anual Acreditada de un Participante del Mercado podrá ser utilizada por ese Participante del Mercado para cumplir con sus requisitos de Potencia para esa Zona de Potencia en ese año y para enajenarla a fin de que otros Participantes del Mercado puedan cumplir con sus requisitos de Potencia para esa Zona de Potencia en ese año. La enajenación de esa Potencia podrá realizarla el Participante del Mercado a través de Transacciones Bilaterales de Potencia o a través del Mercado para el Balance de Potencia.
Requisitos de Potencia
Para cada Zona de Potencia, el CENACE identificará la cantidad de potencia (capacidad) que cada Entidad Responsable de Carga haya demandado del Sistema Eléctrico Nacional para el consumo de energía eléctrica en los Centros de Carga representados por esa Entidad Responsable de Carga en el Mercado Eléctrico Mayorista en las Horas Críticas del Año de Producción.
El promedio de la cantidad de potencia (capacidad) que sea identificada en los términos del inciso inmediato anterior se considerará como la Capacidad Demandada (expresada en MW) por cada Entidad Responsable de Carga en el Año de Producción para la Zona de Potencia de que se trate.
Para cada Zona de Potencia, la Capacidad Demandada por cada Entidad Responsable de Carga en el Año de Producción y la Reserva de Planeación Mínima (RPm), determinarán la cantidad de Potencia (expresada en MW-año) que cada Entidad Responsable de Carga tendrá la obligación de adquirir para ese año.
La cantidad total de Potencia que cada Entidad Responsable de Carga tendrá la obligación de adquirir para un año determinado será su Requisito Anual de Potencia y será calculado por el CENACE para cada Zona de Potencia.
Ejemplo 2: Si el cálculo de la Capacidad Demanda por una Entidad Responsable de Carga en una Zona de Potencia en el año 2018 es de 100 MW y la Reserva de Planeación Mínima es de 12%, la cantidad de Potencia que esa Entidad Responsable de Carga tendrá la obligación de adquirir en esa Zona de Potencia para el año 2018 será de 112 MW – año, por lo tanto, el Requisito Anual de Potencia de esa Entidad Responsable de Carga en esa Zona de Potencia para el año 2018 será de 112 MW – año.
El Requisito Anual de Potencia de cada Entidad Responsable de Carga podrá cumplirse con la Potencia que el CENACE acredite a esa Entidad Responsable de Carga para el año y Zona de Potencia de que se trate y con la Potencia que adquiera de terceros para ese año y Zona de Potencia. La adquisición de esa Potencia podrá realizarse a través de Transacciones Bilaterales de Potencia o a través del Mercado para el Balance de Potencia.
Requerimientos regulatorios de Potencia
De acuerdo con los artículos 52 y 54 de la Ley de la Industria Eléctrica, así como lo previsto en la Base 11.1.2(a) de las Bases del Mercado Eléctrico, compete a la CRE establecer dos requerimientos regulatorios en materia de Potencia, los cuales conforman los «requerimientos regulatorios de Potencia» para las Entidades Responsables de Carga y corresponden al:
· Requisito Anual de Potencia, es decir, la cantidad de Potencia que cada Entidad Responsable de Carga se encuentra obligada a adquirir cada año en función de su Capacidad Demandada y la Reserva de Planeación Mínima (RPm), el cual será calculado y notificado por el CENACE en los términos de las Bases del Mercado Eléctrico y del presente Manual; y,
· Requisito Contractual de Potencia, es decir, la cantidad de Potencia que cada Suministrador se encuentra obligado a adquirir a lo largo de un periodo futuro determinado a través de Contratos de Cobertura Eléctrica, será determinado y publicado por la CRE en los términos de la Ley de la Industria Eléctrica.
Para cumplir con su Requisito Anual de Potencia, cada Entidad Responsable de Carga utilizará su Potencia Anual Acreditada y la Potencia que adquiera a través de Transacciones Bilaterales de Potencia. Cualquier Potencia faltante deberá adquirirla necesariamente a través del Mercado para el Balance de Potencia.
Para cumplir con su Requisito Contractual de Potencia, cada Entidad Responsable de Carga que sea Suministrador de Servicios Básicos o Suministrador de Servicios Calificados deberá celebrar Contratos de Cobertura Eléctrica para adquirir la cantidad mínima de Potencia que al efecto haya determinado la CRE.
Transacciones de Potencia
La Potencia que el CENACE acredite a cada Recurso estará referida al año durante el cual se haya puesto a disposición del Sistema Eléctrico Nacional la Capacidad Entregada que se haya tomado en cuenta para acreditar esa Potencia. De igual manera, la Potencia que esté obligada a adquirir cada Entidad Responsable de Carga para cumplir con su Requisito Anual de Potencia estará referida al año
durante el cual esa Entidad Responsable de Carga haya requerido del Sistema Eléctrico Nacional la Capacidad Demandada que haya sido tomada en cuenta para calcular ese Requisito Anual de Potencia. Las transacciones de Potencia que se lleven a cabo a través del Mercado para el Balance de Potencia se refieren a la Potencia acreditada por el CENACE para dicho año, denominado el Año de Producción.
Ejemplo 3: En el Mercado para el Balance de Potencia que sea operado en el 2018 únicamente podrá adquirirse o enajenarse Potencia correspondiente al Año de Producción 2017.
§ El precio de las transacciones de Potencia registradas a través de Transacciones Bilaterales de Potencia será el pactado entre las partes, mientras que el precio de las transacciones de Potencia realizadas a través del Mercado para el Balance de Potencia será calculado por el CENACE al operar el Mercado para el Balance de Potencia en los términos de las Bases del Mercado Eléctrico y de este Manual.
§ Los precios para la Potencia que se establezcan a través del Mercado para el Balance de Potencia en distintos años dependerán tanto de la oferta como de la demanda de capacidad (cantidad de potencia) que se haya tenido en el Año de Producción en cada Zona de Potencia, tomando en cuenta una Reserva de Planeación Mínima y una Reserva de Planeación Eficiente a fin de garantizar la Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional.
§ Los Contratos de Cobertura Eléctrica permiten pactar compromisos a precios predecibles y registrar dichos compromisos a través de Transacciones Bilaterales de Potencia, lo cual facilita el financiamiento y desarrollo tanto de los proyectos de generación como de las actividades de suministro eléctrico.
Subastas de Mediano y Largo plazo y Contratos de Cobertura Eléctrica
El CENACE operará dos tipos de subastas para asignar contratos de mediano y largo plazo:
§ Subastas de Mediano Plazo
Estas subastas se llevarán a cabo con el objeto de asignar contratos para Potencia y energía con una duración de 3 años, iniciando el año próximo siguiente a aquel en el que se lleva a cabo la subasta.
§ Subastas de Largo Plazo
Estas subastas se llevarán a cabo con el objeto de asignar contratos con una duración de 15 años para Potencia y Energías Limpias, y de 20 años para Certificados de Energías Limpias.
Durante la vigencia de los contratos se utilizarán factores de ajuste que permiten considerar el valor de la energía de acuerdo con las horas en que ésta es entregada.
Zonas de Potencia
a) Cada zona de Potencia consiste en un conjunto específico de NodosP que están interconectados directamente entre ellos.
b) Las zonas de Potencia sólo se definirán donde haya una necesidad de generación local. Por lo tanto, es posible que diversos NodosP no pertenezcan a ninguna zona de Potencia, sino que
solamente se consideren dentro del Mercado para el Balance de Potencia para el sistema interconectado completo a que pertenece.
c) El CENACE propondrá a la CRE las zonas de Potencia con anterioridad a cada año. El cálculo de las zonas de Potencia se basará en los valores pronosticados de demanda y capacidad de generación para el año siguiente, con base en el «Programa Indicativo de Instalación y Retiro de Centrales Eléctricas».
d) Sólo se establecerán zonas de Potencia en las partes del Sistema Eléctrico Nacional en las que la demanda local, capacidad de generación local y capacidad de transmisión resulten en un requerimiento específico para fuentes de generación ubicadas en dicha zona. Los Manuales de Prácticas de Mercado definirán la metodología para la creación y eliminación de zonas de Potencia.
e) Una zona de Potencia puede ser un subconjunto de otra zona de Potencia.
Operación del Mercado para el Balance de Potencia
· El cierre del Mercado para el Balance de Potencia se llevará a cabo en los primeros dos meses después del final de cada año, cuando estén disponibles los datos anuales validados de demanda, generación y disponibilidad.
· El Mercado para el Balance de Potencia se operará de forma independiente para cada sistema interconectado, sin abarcar los pequeños sistemas eléctricos. Específicamente, se operará un Mercado para el Balance de Potencia individual para el Sistema Interconectado Nacional, el Sistema Interconectado Baja California y el Sistema Interconectado Baja California Sur. En caso de que dichos sistemas se interconecten entre ellos, los respectivos mercados de Potencia individuales se combinarán.
· El Mercado para el Balance de Potencia se operará de forma independiente para cada zona de Potencia. Cuando una zona es un subconjunto de una zona diferente o de un sistema interconectado, el precio pagado a recursos ubicados en la zona subconjunto será el mayor entre el precio que se calcula para dicha zona y el precio que se calcula para la zona o sistema que la abarca.
Curva de demanda del Mercado para el Balance de Potencia
a) Con base en la demanda observada y los requisitos mínimos de potencia establecidos por la CRE, el CENACE calculará la obligación bruta de Potencia de cada Entidad Responsable de Carga, considerando la ubicación de las cargas que representa en el sistema interconectado o zona de Potencia
b) El CENACE calculará la obligación neta de Potencia en el sistema interconectado o zona de Potencia para cada Participante del Mercado.
c) El CENACE construirá una curva de demanda de Potencia en dos segmentos: una curva de demanda obligatoria y una curva de demanda de Potencia eficiente.
Curva de oferta del Mercado para el Balance de Potencia
a) Con base en la Capacidad Entregada en el año anterior, el CENACE calculará la cantidad de oferta bruta de Potencia en el sistema interconectado o zona de potencia para cada Generador.
b) El CENACE calculará la oferta neta de Potencia en el sistema interconectado o zona de Potencia para cada Participante del Mercado.
c) El CENACE construirá una curva de oferta para la Potencia, como una línea vertical en la cantidad de oferta neta de Potencia.
Determinación del Precio de Cierre de Potencia
a) El CENACE calculará el punto de intersección entre las curvas de oferta y demanda para determinar el precio local de Potencia en un sistema interconectado o zona de Potencia.
b) El Precio de Cierre de Potencia en un sistema interconectado es igual al precio local de Potencia en dicho sistema.
c) El Precio de Cierre de Potencia en una zona de Potencia es el mayor entre su precio local y el precio local de Potencia de cualquier sistema interconectado o zona de Potencia que lo abarque.
Determinación del Precio Neto de Potencia.
El CENACE calculará y publicará el Precio Neto de Potencia para cada sistema interconectado y cada Zona de Potencia, en los siguientes términos:
a) El CENACE estimará los costos variables de la tecnología de generación de referencia en cada sistema interconectado y cada Zona de Potencia, excluyendo los costos de arranque y los costos de operación en vacío.
b) El CENACE determinará los Precios Marginales Locales ponderados en cada sistema interconectado y cada Zona de Potencia en el año anterior. Dichos Precios Marginales Locales ponderados se basarán en los Precios Marginales Locales del Mercado del Día en Adelanto para los NodoP del sistema interconectado o la Zona de Potencia, y se ponderarán de acuerdo con la entrega física de energía en cada uno de estos NodoP.
c) El CENACE identificará las horas en el año en que el Precio Marginal Local ponderado del Mercado del Día en Adelanto haya resultado mayor al costo variable de la tecnología de generación de referencia en cada sistema interconectado y cada Zona de Potencia.
d) El CENACE calculará el ingreso total derivado de la venta de un 1 MW en el Mercado del Día en Adelanto en todas las horas en las cuales el Precio Marginal Local ponderado del Mercado del Día en Adelanto estuvo por arriba del costo variable de la tecnología de generación de referencia en cada sistema interconectado y en cada Zona de Potencia.
e) El CENACE calculará el costo variable de operación total derivado de la generación de 1 MW en todas las horas en las cuales el Precio Marginal Local ponderado del Mercado del Día en Adelanto estuvo por arriba del costo variable de la tecnología de generación de referencia en cada sistema interconectado y en cada Zona de Potencia.
f) El CENACE calculará la diferencia entre el ingreso total y el costo variable total calculado en los dos puntos anteriores. Esta diferencia es la renta en el mercado promedio para la tecnología de generación de referencia en cada sistema interconectado y en cada Zona de Potencia.
g) El Precio de Cierre de Potencia menos el promedio de la renta en el mercado por MW-año, o cero, el que sea mayor, es el Precio Neto de Potencia en cada sistema interconectado y en cada Zona de Potencia.
Cálculo de cantidades brutas y netas contratadas en el Mercado para el Balance de Potencia
a) Todos los participantes que tengan una oferta neta de Potencia en el Mercado para el Balance de Potencia venderán la totalidad de la cantidad ofertada y recibirán el Precio Neto de Potencia.
b) Mediante la intersección de oferta y demanda utilizada para calcular los Precios de Cierre de Potencia, el CENACE calculará la cantidad de Potencia adquirida por el Mercado para el Balance de Potencia; esta puede ser menor a las obligaciones netas de Potencia o puede ser igual o mayor a las obligaciones netas de Potencia.
c) En caso de que la cantidad adquirida en el Mercado para el Balance de Potencia resulte menor a las obligaciones netas de Potencia, la Potencia adquirida se asignará de manera proporcional a los Participantes del Mercado que presentaron obligaciones netas de Potencia, los cuales pagarán el Precio Neto de Potencia. Cada participante tendrá una obligación incumplida, y será responsable por las sanciones que imponga la CRE.
d) Cuando la cantidad adquirida en el Mercado para el Balance de Potencia resulte mayor o igual a las obligaciones netas de Potencia, a cada Participante del Mercado se le asignará la cantidad de obligaciones netas de Potencia que presentaron al Mercado para el Balance de Potencia, y pagarán el Precio Neto de Potencia.
e) Cuando la cantidad adquirida en el Mercado para el Balance de Potencia rebase las obligaciones netas, la Potencia en exceso de las obligaciones será adquirida por el CENACE. El CENACE recuperará el costo de adquirir dicha Potencia mediante un cargo a todas las Entidades Responsables de Carga. Dicho cargo se aplicará en proporción a las obligaciones brutas de Potencia de cada una, sin tomar en cuenta los contratos o transacciones bilaterales que hayan celebrado.
Aspectos generales de las Subastas por Confiabilidad
Propósito de las Subastas por Confiabilidad
El propósito de las Subastas es establecer un mecanismo para que el CENACE gestione la adquisición de Potencia, a través de un proceso competitivo, cuando lo considere necesario para asegurar la Confiabilidad del SEN.
Consideraciones generales En las Subastas por Confiabilidad podrán participar todos aquellos interesados que cumplan con los requisitos previstos en las Bases, sin existir restricción sobre la tecnología que representen (unidad de central eléctrica, recursos de demanda controlable, sistemas de almacenamiento de energía, etc.). Los participantes de la Subasta por Confiabilidad podrán ofrecer de manera total o parcial la cantidad de Potencia de la que dispongan.
Aquellos interesados que resulten ganadores y que aún no sean participantes o representados en el MEM a la fecha de la firma del contrato respectivo, deberán solicitar y cubrir todos los requisitos y formalidades para que al menos 15 días antes de la fecha en que deban entregar la Potencia objeto de la Subasta y de conformidad con el contrato correspondiente, sean participantes o representados en el MEM, con todos los derechos y obligaciones que ello conlleva.
El CENACE será el Comprador único de la Potencia que resulte de la Subasta por Confiabilidad y para ello formalizará, con el(los) ganador(es) de la Subasta, el(los) contrato(s) correspondiente(s) de acuerdo con el modelo de contrato autorizado por la Comisión, contenido en las Bases de la Subasta.
Se pagará al (a los) ganador(es) de la Subasta, de conformidad con lo ofertado en la misma, en los términos que prevea el contrato correspondiente resultado de la Subasta. Las liquidaciones de la Subasta se llevarán a cabo en el mercado de corto plazo.
El CENACE deberá solicitar la autorización de la Comisión para la realización de una Subasta por Confiabilidad, con una antelación mínima de 3 meses contados a partir de la fecha en la que se estima la necesidad de la entrega de Potencia a adquirir por medio de esta Subasta, cuando prevea que existirá un déficit de Potencia en el SEN ocasionado por alguna de las siguientes condiciones operativas:
i. Niveles de márgenes de reserva inferiores a los definidos para el estado operativo normal del SEN;
ii. Condiciones operativas que deriven en la variación de parámetros eléctricos (tensión, frecuencia, etc.) fuera de los límites establecidos en el Código de Red; y teniendo en cuenta:
iii. Los tiempos de realización de la Subasta, los de registro de acreditación y participación en el MEM y la duración máxima del contrato resultado de la Subasta, que no será de más de 1 año