DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN

DERECHOS FINANCIEROS DE
TRANSMISIÓN:
IMPLEMENTACIÓN EN MÉXICO
GRUPO DE POLÍTICAS PÚBLICAS DEL
SECTOR ELÉCTRICO DEL CIDE (CEPG)
14 ABRIL 2016
PRECIOS MARGINALES LOCALES
DEFINICIÓN
Señales del
Incremento del
Precio por
Congestión
A los inversionistas a construir
más Centrales Eléctricas
A los Usuarios Finales
consumir menos energía
a
Al CENACE y a los Participantes
a programar la construcción de
nuevas líneas
PML=
Componente
de Energía
Marginal
+
Componente
de
Congestión
Marginal
+
Componente
de Pérdidas
Marginales
2
DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN:
DEFINICIÓN
Componente
de
Congestión
Marginal
• Las líneas de transmisión tienen límites de capacidad que deben
respetarse para proteger las líneas y la estabilidad del sistema.
• Cuando el despacho más económico resultaría en la violación de
límites, la transmisión se vuelve un recurso escaso y se requiere
redespacho para mantener el sistema en condiciones de seguridad.
$100/MWh
$200/MWh
Demanda
Generador
Capacidad de la Línea
Generador
Derechos Financieros de Transmisión: Le otorgan a su titular el derecho y la
obligación de cobrar o pagar la diferencia que resulte del valor de los
Componentes de Congestión Marginal (CCM) del Precio Marginal Local (PML)
en dos NodosP – un nodo de origen y un nodo de destino.
3
TRANSACCIONES
BILATERALES
MERCADO
EN EL
Vertientes
de la
Reforma
Antes del Mercado: El productor y usuario (en sociedad de autoabasto)
emparejan la producción con el consumo, pagando el precio acordado.
Mercado Eléctrico:
Irrelevante
Guanajuato
Precio: $40
Puebla
Precio: $60
Ciclo Combinado
Azteca VIII
Complejo Industrial
Cryoinfra Puebla
Contrato de Autoabasto:
100 MWh por día en Guanajuato @ $70
Usuario:
Productor:
Venta al Usuario
.
Ingreso Neto Variable
Costo variable de producción
Beneficio Neto Variable
$7000
.
$7000
$7000
$-------
Compra al Productor
.
Costo Neto
(Los costos fijos se cubren mediante
el contrato de capacidad, aparte)
($7000)
.
($7000)
TRANSACCIONES
BILATERALES
MERCADO
EN EL
Vertientes
de la
Reforma
Con Mercado: El productor y usuario pueden reproducir su Contrato
Bilateral utilizando los instrumentos del Mercado.
Mercado Eléctrico:
Guanajuato
Precio: $40
Puebla
Precio: $60
Ciclo Combinado
Azteca VIII
Complejo Industrial
Cryoinfra Puebla
Contrato por Diferencias:
100 MWh por día en Guanajuato @ $70
- Estilo “Take or Pay”
- Productor elige generar como antes
Usuario:
Productor:
Venta al Mercado
Contrato por Diferencias
Ingreso Neto Variable
Costo variable de producción
Beneficio Neto Variable
$4000
$3000
$7000
$7000
$------
Compra al Mercado
($6000)
Derecho Fin. de Transmisión $2000
Contrato por Diferencias
($3000)
Costo Neto
($7000)
TRANSACCIONES
BILATERALES
MERCADO
EN EL
Vertientes
de la
Reforma
Con Mercado: Será posible despachar las unidades solo cuando es
eficiente, produciendo ahorros respecto al esquema Take-or-Pay.
Mercado Eléctrico:
Guanajuato
Precio: $40
Puebla
Precio: $60
Ciclo Combinado
Azteca VIII
Complejo Industrial
Cryoinfra Puebla
Contrato por Diferencias:
100 MWh por día en Puebla @ $70
- Estilo “Opción del Comprador”
Usuario:
Productor:
Venta al Mercado
Contrato por Diferencias
Ingreso Neto Variable
Costo variable de producción
Beneficio Neto Variable
----------------------------------
Compra al Mercado
($6000)
Derecho Fin. de Transmisión $2000
Contrato por Diferencias
---------Costo Neto
($4000)
TRANSACCIONES
BILATERALES
MERCADO
EN EL
Vertientes
de la
Reforma
Con Mercado: Aunque hubiera un contrato “Take-or-Pay”, un
generador racional elegiría no generar.
Mercado Eléctrico:
Guanajuato
Precio: $40
Puebla
Precio: $60
Ciclo Combinado
Azteca VIII
Complejo Industrial
Cryoinfra Puebla
Contrato por Diferencias:
100 MWh por día en Guanajuato @ $70
- Estilo “Take or Pay”
- Productor elige no generar
Usuario:
Productor:
Venta al Mercado
Contrato por Diferencias
Ingreso Neto Variable
Costo variable de producción
Beneficio Neto Variable
-------$3000
$3000
-------$3000
Compra al Mercado
($6000)
Derecho Fin. de Transmisión $2000
Contrato por Diferencias
($3000)
Costo Neto
($7000)
DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN
ELEMENTOS DE LOS DFT
Cantidad
• Siempre se refiere a
1 MWh
Punto de
Inyección /
Retiro
• Pueden ser nodos
elementales o nodos
distribuidos
Vigencia
• Mensual, Semestral,
Anual,
Trianual,
Hecho a la Medida
Periodo
• Bloques de 4 horas
(0-4, 5-8, 9-12, 1316, 17-20, 21-24)
Punto de
Inyección
Punto de
Retiro
DFT
Vigencia
Periodo
(horas
del día)
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DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN
TIPOS DE DFT
Legados
Subastas
Asignación a:
Ofertas de compra:
Titulares de
contratos de
interconexión
legados
Suministradores de Servicios
Básicos
Titulares pueden aceptar
o rechazar la asignación
DFT
rechazados se
mantienen en
una cuenta
especial del
CENACE
DFT de CILs
vigentes se
consideran en
el cálculo de
costos netos
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
Oferta de
precios por
una cantidad
de DFT entre
cualquier bus
de origen y
cualquier bus
de destino
Se permitirán
ofertas
negativas
Se despachan
las ofertas
maximizando
el bienestar
social, sujeto a
que todas las
ofertas sean
factibles
Bilaterales
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.
Adjudicación
Para la
subasta, se
utilizará un
modelo de la
red similar a la
usada para el
despacho
Por Fondeo de la
expansión de la Red
No requieren la
intervención del
CENACE
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
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DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN
VIGENCIA
Legados
Suministradores de
Servicios Básicos:
Durante la vida útil
de la central
eléctrica
Contratos de
Interconexión
Legados: Durante la
vigencia del
contrato.
Subastas
Por Fondeo de la
expansión de la Red
Bilaterales
Por temporada:
Trimestrales
Tendrán una
vigencia de 30 años.
Pueden tener períodos
de vigencia acordados
entre las partes.
Remanente del año
en el que fueron
subastados
Año completo
Periodo de tres
años
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DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN
Vertientes de laDFT
Reforma
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.
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DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN
DFTS LEGADOS
MWh
MWh
$
$
1
75
10
180
30
1
2
100
20
3
50
30
120
30
2
4
75
10
100
30
3
Legados
5
100
5
400
400
12
DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN
DFTS LEGADOS
Legados
1
MWh
75
2
100
3
50
NodoP Distribuido
.19
.25
.12
.19
.25
.45
.30
.25
180
1
120
2
3
4
75
5
100
100
400
400
DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN
DFTS LEGADOS
Legados
Vector de Generación
Reducido
Función Objetivo:
Hallar el vector de
generación reducido
que haga factibles los
flujos minimizando el
recorte
Vector de Costo Total
del Corto Plazo (CTCP)
10
20
30
10
5
DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN
DFTS LEGADOS
Legados
Vector de Generación
Asignable
Vector de Generación
Reducido
Vector de Generación
Factible
75
100
50
75
100
25
0
0
25
25
50
100
50
50
75
DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN
DFTS LEGADOS
Legados
MWh
MWh
$
$
1
50
10
2
100
20
3
50
30
4
50
10
5
75
5
325
≠
El180
vector de carga1
30
será ajustado
impactando
proporcionalmente
120
2
a los
30
Suministradores
para igualar al
vector
factible de3
100
30
carga.
400
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DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN
DFTS LEGADOS
MWh
MWh
$
$
1
50
10
146
30
1
2
100
20
3
50
30
98
30
2
4
50
10
81
30
3
Legados
5
75
5
325
=
325
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DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN
Vertientes de la Reforma
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.
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DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN
Vertientes dePla
Reforma
RÓXIMOS PASOS
Hito
Manual de DFT Legados (DOF)
Publicación completa de los datos
requeridos por las Reglas del Mercado
Manual de Subastas de DFT (COFEMER)
Manual de Subastas de DFT (DOF)
Fecha
Mayo 2016
Mayo 2016
Julio 2016
Septiembre
2016
Primera Subasta de Derechos Financieros Noviembre
de Transmisión
2016
Segunda Subasta de Derechos
Marzo 2017
Financieros de Transmisión
20
GRACIAS