Vertientes de la Reforma 2 A GENDA  Lunes, 13 de abril / Lunes, 20 de abril  Martes, 14 de abril / Martes, 21 de abril  Productos en el mercado eléctrico.

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2 Vertientes de la Reforma 2 A GENDA  Lunes, 13 de abril / Lunes, 20 de abril  Martes, 14 de abril / Martes, 21 de abril  Productos en el mercado eléctrico  Registro y Certificación  Mercado de DA y TR  Pronósticos  Contratos de Interconexión Legados  Mercado de Potencia  Mercado de CELs  Subastas de Mediano Plazo  Subastas de Largo Plazo  Costo de Oportunidad  Monitor de Mercado  Pequeños Sistemas  Administración de Crédito  Liquidación  Resolución de Controversias  Derechos Financieros de Transmisión  Modelo Comercial y de la Red  Sistema de Información del Mercado  Mantenimiento  Confiabilidad  Medición  Estructura y Cambios de Reglas  Código de Conducta

3 Vertientes de la Reforma 3 C OMPONENTES DEL M ERCADO E LÉCTRICO ProductoMEMBilateral Energía Servicios Conexos (Reservas Operativas, Reservas Rodantes) Potencia Certificados de Energías Limpias Derechos Financieros de Transmisión Contratos de Cobertura Bilaterales - Energía, Servicios Conexos - Potencia - Certificados de Energías Limpias - Derechos Fin. de Transmisión Contratos de Cobertura por Subasta - Energía - Potencia - Certificados de Energías Limpias

4 4 C OMPONENTES Y C ALENDARIO DE I MPLEMENTACIÓN MercadoHitoFecha para primera etapa Mercado del Día en Adelanto y Mercado de Tiempo Real para Energía y Servicios Conexos PruebasSeptiembre de 2015 Operación 1 de enero de 2016 (día en adelanto el 31 Dic 2015) Subastas de Largo Plazo para Potencia, Energía Limpia y Certificados de Energías Limpias PruebasSeptiembre de 2015 Operación Octubre de 2015 (contratos inician en 2018) Subastas de Derechos Financieros de Transmisión PruebasSeptiembre de 2015 OperaciónNoviembre de 2015 Mercado de Potencia PruebasOctubre de 2015 OperaciónNoviembre de 2015 Subastas de Mediano Plazo para Energía PruebasSeptiembre de 2016 OperaciónOctubre de 2016 Mercado de Certificados de Energías Limpias Pruebas y Operación 2018

5 Vertientes de la Reforma 5 E SQUEMAS DE P ARTICIPACIÓN EN EL M ERCADO E LÉCTRICO Usuario Calificado Consumo: ≥ X MW (determinado por SENER) No Califica o elige Servicio Básico Características Usuario de Servicio Básico Participante del Mercado Suministro Eléctrico Integral Usuario Suministrador Calificado Suministrador de Servicios Básicos Tipo de Usuario Final Modalidad de Servicio Representante Generador (Permisionario) Requiere PermisoNo Requiere Permiso (< 0.5 MW)Características Generador Exento Participante del Mercado Contrato de Compraventa CENACE Suministrador Calificado Suministrador de Servicios Básicos Tipo de Generador Modalidad de Compraventa Comprador Si es Usuario Calificado o no es usuario Usuarios Finales Generadores Si comparte medidor con Usuario Estándar

6 Vertientes de la Reforma 6 P ROCEDIMIENTO DE R EGISTRO Y C ERTIFICACIÓN  Se registra mediante la celebración del contrato de Participante del Mercado  Se debe registrar bajo una modalidad: a)Generador b)Generador de Intermediación c)Usuario Calificado Participante del Mercado d)Suministrador o e)Comercializador no Suministrador  Cada PM podrá establecer múltiples unidades contables  Se establecen requisitos de crédito y capacidad registrada para ser participante de mercado; propietarios de Centrales Eléctricas y Usuarios Calificados que no cumplan los requisitos, deben ser representados por suministradores. Registro de PM  Se debe acreditar propiedad o representación de cada Central Eléctrica o Centro de Carga.  Se requiere información mínima y cumplimiento de requisitos físicos:  Medición y comunicación  Configuración de gobernador de velocidad Registro de Activos

7 Vertientes de la Reforma 7 E STATUS DE DESPACHABILIDAD  Capaz de seguir instrucciones de despacho en tiempo real hasta su capacidad instalada.  Turbogás  Ciclo Combinado  Termoeléctrica  Carboeléctrica Firme Despachable Intermitente No Despachable  Capaz de seguir instrucciones de despacho en tiempo real hasta una capacidad intermitente.  Eólica c/ control  Solar c/ control  Fuente firme sin capacidad de controlar su nivel de producción en tiempo real.  Cogeneración (algunas)  Geotérmica  Fuente intermitente sin capacidad de controlar su nivel de producción en tiempo real.  Eólica s/ control  Solar s/ control …………………………………………… ……

8 Vertientes de la Reforma 8 P ROCEDIMIENTO DE R EGISTRO Y C ERTIFICACIÓN  Contrato de Interconexión Legado / Generador  Deben transcurrir 12 meses para la “vuelta redonda” de capacidad registrada  No Renovable: Energía se asigna al CIL primero  Renovable: Energía se asigna en proporción a la capacidad en cada contrato  Contrato de Interconexión Legado / Central Externa Legada (PIE)  Aplica el régimen de “Unidad de Propiedad Conjunta”.  Se asignan desviaciones de despacho al CIL primero. Reglas Específicas para Registro de Centrales Eléctricas en Modalidad Múltiple  Importación/Exportación:  A partir de Abasto Aislado: Solo se registra si se interconecta al SEN.  Suministro al público: bajo reglas para pequeños sistemas.  Centrales eléctricas (o centros de carga) en el extranjero con interconexión exclusiva al SEN: se registran como generadores (o comercializadores).  Entre sistemas: no requiere registro especial.  Unidades de propiedad conjunta: en modalidad “dinámicamente programada”, se designa un representante principal.  Abasto aislado: si se interconecta al SEN, todos los activos se deben registrar. Casos especiales

9 9 M ERCADO DE D ÍA EN A DELANTO Y T IEMPO R EAL : P RECIOS M ARGINALES Oferta DemandaEquilibrio ++= +=

10 10 M ERCADO DE D ÍA EN A DELANTO Y T IEMPO R EAL : D ESPACHO E CONÓMICO Demanda y despacho de unidades por hora. Costo Marginal de Energía Combustión Interna y Turbogás en el margen Ciclo Combinado en el margen

11 11 M ERCADO DE D ÍA EN A DELANTO Y T IEMPO R EAL : P RECIOS N ODALES Se envían señales correctos sobre la ubicación de generación y reducción de demanda.

12 12 M ERCADO DE D ÍA EN A DELANTO Y T IEMPO R EAL : D OS L IQUIDACIONES Día en Adelanto 338 MW @ $57 / MWh 50 MW @ $62 / MWh Solo las diferencias del programa original se atienden en tiempo real En el mercado de SEGUNDA ETAPA, se agregará un Mercado de una Hora en Adelanto Incremento de Demanda Tiempo Real

13 13 M ERCADO DE D ÍA EN A DELANTO Y T IEMPO R EAL : C O - OPTIMIZACIÓN DE S ERVICIOS C ONEXOS Las reservas se despachan en el mismo momento que la energía. Su precio es el costo de oportunidad de no producir energía, más su costo de producción (en su caso).

14 Vertientes de la Reforma 14 O FERTAS AL MDA Y MTR  Las ofertas se registran por separado para el MDA y para el MTR  En el Mercado de PRIMERA ETAPA, solo se podrá cambiar la cantidad disponible  En el Mercado de SEGUNDA ETAPA, se podrá cambiar el precio ofrecido Ofertas de unidades de central eléctrica 1.Estatus de la asignación de la oferta del recurso 2.Límites de despacho 3.Oferta económica (arranque, op. en vacío y marginal) 4.Tiempos de notificación 5.Tiempo de arranque 6.Tiempo mínimo de operación Ofertas de compra para demanda Fijas 1.Ubicación 2.Cantidad Sensibles al precio 1.Ubicación 2.Cantidad 3.Precio Ofertas de Servicios Conexos 1.Cantidad 2.Precio adicional al costo de oportunidad Otras Ofertas 1.Transacciones Virtuales: solo en la SEGUNDA ETAPA 2.Import/Export: solo en MDA, hasta SEGUNDA ETAPA

15 Vertientes de la Reforma 15 O FERTAS AL MDA Y MTR

16 Vertientes de la Reforma 16 S ERVICIOS C ONEXOS Incluidos en el mercado 1.Reservas de regulación 2.Reservas rodantes 3.Reservas no rodantes 4.Reservas suplementarias (por definirse en MPM) No incluidos en el mercado Requisitos de Reservas 1.Reservas reactivas 2.Potencia reactiva 3.Arranque de emergencia De acuerdo con el capítulo de confiabilidad. Curva de demanda de reservas En el mercado de SEGUNDA ETAPA, el costo de la escasez de reservas se incrementará a medida que las reservas disminuyan, alcanzando un precio tope cuando las reservas estén significativamente por debajo del objetivo correspondiente. Es optativo en el mercado de PRIMERA ETAPA.

17 Vertientes de la Reforma 17 M ERCADO DE UN D ÍA EN A DELANTO  En el Mercado de Día en Adelanto la asignación y el despacho de unidades de central eléctrica serán determinados en un solo paso durante el día anterior al día de operación. Ofertas de Participantes Compra (Demanda) Programación de importaciones y exportaciones Venta Servicios conexos Importaciones Exportaciones Co- optimización Cantidades y precios de energía Cantidades y Precios de Servicios Conexos MDA Asignación de unidades (instrucciones de arranque)

18 Vertientes de la Reforma 18 M ERCADO DE UN D ÍA EN A DELANTO : E JEMPLO DE ASIGNACIONES

19 Vertientes de la Reforma 19 A SIGNACIÓN DE U NIDADES DE C ENTRAL E LÉCTRICA PARA C ONFIABILIDAD  La Asignación de Unidades de Central Eléctrica para Confiabilidad (AUGC) se podrá realizar en más de una ocasión con la finalidad de hacer los ajustes causados por cambios en los pronósticos de demanda, cambios en la disponibilidad de las Unidades de Central Eléctrica u otros cambios en las condiciones del sistema.  Las Unidades de Central Eléctrica asignadas serán elegibles para recibir pagos de Garantía de Suficiencia de Ingresos para Asignación de Generación. Asignación de unidades en el MDA AUGC - S AUGC - DA Identifica unidades obligadas a operarse antes de operar el MDA Evita un abusos de mercado con programas virtuales Solo en Mercado de SEGUNDA ETAPA La demanda se basa en pronósticos de los PM. Financieramente vinculante. Si los pronósticos de demanda son bajos, no se asignarán unidades suficientes. CENACE pronostica la demanda. En el mercado INICIAL, la asignación de unidades será manual. En el mercado FINAL, se re-optimizará automáticamente.

20 Vertientes de la Reforma M ERCADO EN T IEMPO R EAL  A través del Mercado en Tiempo Real, el CENACE ejecutará el despacho económico y la con restricciones de seguridad (DERS) para mantener la oferta y la demanda de electricidad en continuo balance.  El modelo usado para calcular los precios del MTR es el más parecido posible al modelo utilizado en el MDA. Despacho Económico con Restricciones de Seguridad (DERS) Regulación (CAG) Identificación de restricciones Se llevará a cabo un análisis de contingencia con el fin de identificar restricciones de seguridad. Se maximizará el bienestar social sujeto al cumplimiento de todas las restricciones. Se enviarán señales de Control Automático de Generación a las unidades de central eléctrica con el fin de mantener la frecuencia dentro de los límites.

21 Vertientes de la Reforma T RANSACCIONES B ILATERALES EN EL M ERCADO Antes del Mercado: El productor y usuario (en sociedad de autoabasto) emparejan la producción con el consumo, pagando el precio acordado. Contrato de Autoabasto: 100 MWh por día en Guanajuato @ $70 Ciclo Combinado Azteca VIII Complejo Industrial Cryoinfra Puebla Usuario: Compra al Productor ($7000). Costo Neto ($7000) Productor: Venta al Usuario $7000. Ingreso Neto Variable $7000 Costo variable de producción $7000 Beneficio Neto Variable $------- Guanajuato Precio: $40 Puebla Precio: $60 Mercado Eléctrico: Irrelevante (Los costos fijos se cubren mediante el contrato de capacidad, aparte)

22 Vertientes de la Reforma T RANSACCIONES B ILATERALES EN EL M ERCADO Con Mercado: El productor y usuario pueden reproducir su Contrato Bilateral utilizando los instrumentos del Mercado. Contrato por Diferencias: 100 MWh por día en Guanajuato @ $70 -Estilo “Take or Pay” -Productor elige generar como antes Guanajuato Precio: $40 Ciclo Combinado Azteca VIII Puebla Precio: $60 Complejo Industrial Cryoinfra Puebla Usuario: Compra al Mercado ($6000) Derecho Fin. de Transmisión $2000 Contrato por Diferencias ($3000) Costo Neto ($7000) Productor: Venta al Mercado $4000 Contrato por Diferencias $3000 Ingreso Neto Variable $7000 Costo variable de producción $7000 Beneficio Neto Variable $------ Mercado Eléctrico:

23 Vertientes de la Reforma T RANSACCIONES B ILATERALES EN EL M ERCADO Con Mercado: Será posible despachar las unidades solo cuando es eficiente, produciendo ahorros respecto al esquema Take-or-Pay. Ciclo Combinado Azteca VIII Complejo Industrial Cryoinfra Puebla Usuario: Compra al Mercado ($6000) Derecho Fin. de Transmisión $2000 Contrato por Diferencias ---------- Costo Neto ($4000) Productor: Venta al Mercado ------- Contrato por Diferencias -------- Ingreso Neto Variable -------- Costo variable de producción ------- Beneficio Neto Variable -------- Contrato por Diferencias: 100 MWh por día en Puebla @ $70 - Estilo “Opción del Comprador” Guanajuato Precio: $40 Puebla Precio: $60 Mercado Eléctrico:

24 Vertientes de la Reforma T RANSACCIONES B ILATERALES EN EL M ERCADO Con Mercado: Aunque hubiera un contrato “Take-or-Pay”, un generador racional elegiría no generar. Contrato por Diferencias: 100 MWh por día en Guanajuato @ $70 -Estilo “Take or Pay” -Productor elige no generar Guanajuato Precio: $40 Ciclo Combinado Azteca VIII Puebla Precio: $60 Complejo Industrial Cryoinfra Puebla Usuario: Compra al Mercado ($6000) Derecho Fin. de Transmisión $2000 Contrato por Diferencias ($3000) Costo Neto ($7000) Productor: Venta al Mercado -------- Contrato por Diferencias $3000 Ingreso Neto Variable $3000 Costo variable de producción -------- Beneficio Neto Variable $3000 Mercado Eléctrico:

25 Vertientes de la Reforma P ROGRAMACIÓN DE IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES  Sólo se aceptan ofertas para programar importación/exportación en el MDA.  Los incumplimientos o desviaciones de las programaciones del MDA se liquidarán al PML del MTR. Mercado de PRIMERA ETAPAMercado de SEGUNDA ETAPA  Se crea un MHA para la realización de ofertas actualizadas el día de operación.  Las desviaciones reportadas al CENACE en los plazos para realizar ofertas al MHA se liquidarán al PML del MHA.  La exportación de energía eléctrica a través del SEN se suspenderá por razones de calidad, confiabilidad y seguridad del Suministro Eléctrico.  En caso de retiro o reducción de una etiqueta electrónica por condiciones del sistema, el CENACE los priorizará por el resultado económico más favorable para el sistema.  Cuando una etiqueta electrónica no es implementada o es reducida debido a un error del CENACE, la posición del PM será cancelada.  La energía inadvertida que se genere por imp/exp será liquidada o compensada en los términos que el CENACE acuerde con el operador del sistema externo.  Los programas “tomadores de precios” no serán aceptados por el CENACE.  Los PM podrán ofrecer importar vendiendo la energía al mercado al precio piso, u ofrecer exportar comprando la energía al mercado al precio tope.

26 $100 El límite de transmisión está en una línea que no forma parte del SEN CENACE acepta compras en el primer nodo del SEN hasta su límite de evacuación. Representación Precisa No todas las ofertas aceptadas se pueden implementar por ERCOT. El comercializador con el derecho firme tiene poder de monopolio. Modelado del Límite de Transmisión $20 $100 El límite de transmisión se modelo como parte del SEN El CENACE no acepta más transacciones de lo factible. Los comercializadores compiten en el MEM para el uso de la línea internacional. $20 P ROGRAMACIÓN DE IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES

27 Vertientes de la Reforma P RONÓSTICOS  Pronósticos de Carga en el mercado INICIAL  Pronósticos de Carga Independientes en el mercado FINAL:  Para uso en la planificación de mediano plazo, actualizados según sea necesario.  Para ser usados en la AUGC-DA y en la AUGC-S, permanentemente actualizados en tiempo real.  Pronósticos Independientes de Generación Intermitente Atribuciones CENACE  Pronósticos de Carga en el mercado FINAL – día anterior y ante cambios  Pronósticos de Generación Intermitente – día anterior y tiempo real  Pronósticos de otra Generación no despachable – día anterior y tiempo real  Pronósticos de disponibilidad hidroeléctrica: siguientes 18 meses  Registro de Salidas en el sistema de programación de mantenimiento Obligaciones PM El CENACE siempre realizará pronósticos a fin de asegurar la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional.

28 Vertientes de la Reforma 28 C ONTRATOS DE I NTERCONEXIÓN L EGADOS  La SENER determinará un ente independiente, pudiendo ser una subsidiaria, filial de la CFE u otro organismo contratado por CFE, que representará las CIL en el Mercado.  La Entidad Independiente:  Se registra en modalidad de “generador de intermediación”  Ofrecerá las Centrales Eléctricas y Centros de Carga de los CIL bajo reglas estrictas que no le permiten discreción  Pagará a los titulares de CIL bajo los términos contractuales  Liquidará las Centrales Eléctricas y Centros de Carga de los CIL bajo las reglas del mercado  Pagará o solicitará al CENACE el reembolso del resultado neto Estrategia  CENACE no calcula un despacho especial o una liquidación especial para los CIL.  Los titulares de CEL se sujetan a las viejas reglas, pero pueden ver los resultados esperados bajo facturación del mercado.  Se mantienen obligaciones de seguir instrucciones del CENACE en caso de emergencia. Resultados

29 Vertientes de la Reforma 29 C ONTRATOS DE I NTERCONEXIÓN L EGADOS  La SENER determinará un ente independiente, pudiendo ser una subsidiaria, filial de la CFE u otro organismo contratado por CFE, que representará las CIL en el Mercado.  La Entidad Independiente:  Se registra en modalidad de “generador de intermediación”  Ofrecerá las Centrales Eléctricas y Centros de Carga de los CIL bajo reglas estrictas que no le permiten discreción  Pagará a los titulares de CIL bajo los términos contractuales  Liquidará las Centrales Eléctricas y Centros de Carga de los CIL bajo las reglas del mercado  Pagará o solicitará al CENACE el reembolso del resultado neto Estrategia  CENACE no tiene que calcular despacho o liquidación especiales para los CIL  Titulares pueden ver los resultados esperados bajo facturación del mercado  Se mantienen obligaciones de seguir instrucciones del CENACE en caso de emergencia Resultados

30 Vertientes de la Reforma 30 M ODELO DE C OSTO DE O PORTUNIDAD PARA R ECURSOS DE E NERGÍA L IMITADA  Unidades hidroeléctricas con embalse  Unidades térmicas con límites de emisiones periódicas  Unidades térmicas con límites periódicos de disponibilidad de combustible o de consumo de combustible permitido.  Recursos de Demanda Controlable Garantizada con límites contractuales en la energía interrumpida por periodo. Ejemplos Recursos de Energía Limitada  Son recursos de generación o de demanda controlable cuya operación está restringida por algún parámetro, como puede ser la cantidad de energía en una presa o la contaminación admisible por unidad de tiempo  Su operación requiere de una optimización del recurso escaso  En principio, la optimización se realizará por el CENACE  Cuando no tenga un impacto en el mercado, la optimización podrá realizarse por el generador, previa autorización de la unidad de vigilancia de mercado

31 Vertientes de la Reforma 31 M ODELO DE C OSTO DE O PORTUNIDAD PARA R ECURSOS DE E NERGÍA L IMITADA  Realizará un análisis periódico del uso óptimo de recursos de energía limitada  Propondrá supuestos del modelo a la SEMARNAT, a la CONAGUA y al CENAGAS y recibirá comentarios por un período no mayor a 30 días naturales, al menos una vez cada año  Optimizará el uso de las Unidades de Centrales Eléctricas maximizando el bienestar social, tomando en cuenta el Valor de la Demanda no Suministrada, sin optimizar la rentabilidad o los ingresos esperados de una Central o grupo de Centrales  Determinará las ofertas de costo de oportunidad de determinadas Unidades  Podrá modificar los costos de oportunidad a fin de asegurar que la producción de energía periódica se acote por límites máximo y mínimo que determine. Atribuciones del CENACE

32 Vertientes de la Reforma 32 V IGILANCIA DE MERCADO : OBJETIVOS La LIE mandata ofertas basadas en costos:  Esto implica que un ente independiente debe vigilar la consistencia entre las ofertas y los costos de las plantas. (manipulación vía precios). La LIE ordena la oferta de todas las capacidades de las plantas  Esto implica la verificación, entre otras cosas, de la disponibilidad de las plantas. (manipulación vía retención o acaparamiento de la capacidad) Evitar Manipulación del mercado Vigilancia del Desempeño La Unidad de Vigilancia de Mercado debe  Identificar los defectos en el diseño del mercado y proponer cambios en las reglas  Verificar que las operaciones del CENACE se realicen en cumplimiento a las Reglas del Mercado

33 Vertientes de la Reforma 33 V IGILANCIA DE M ERCADO : M ANIPULACIÓN VÍA PRECIOS MWh $/MWh MWh $/MWh Mercado sin manipular P=40 Incremento artificial de los costos ofrecidos P=45 El generador marginal tiene incentivos a mentir sobre su costo variable con el fin de incrementar sus utilidades Esto incrementa el precio de todo el mercado A mayor número de plantas, mayor es el incentivo El generador marginal tiene incentivos a mentir sobre su costo variable con el fin de incrementar sus utilidades Esto incrementa el precio de todo el mercado A mayor número de plantas, mayor es el incentivo P=40 Mercado con sobreprecios

34 Vertientes de la Reforma 34 V IGILANCIA DE M ERCADO : M ANIPULACIÓN VÍA CANTIDADES MWh $/MWh MWh Mercado sin manipular P=30 No sólo generador marginal tiene incentivos a mentir sobre su capacidad, si la restricción de su oferta obliga al CENACE a despachar una planta más cara Mercado con sobreprecios $/MWh P=30 P=40 Retención de capacidad

35 Vertientes de la Reforma 35 V IGILANCIA DE MERCADO : M ONITOREO  El CENACE tendrá parámetros registrados de todas las plantas:  Capacidad, Rampas, tiempos mínimos de operación etc  Combustible, combustible de arranque  En el caso de plantes térmicas las ofertas deben ser menores al régimen térmico multiplicado por el precio de referencia de combustibles  En el caso de plantas con limitaciones de energía (hidroeléctricas) las ofertas son calculadas por el CENACE  La Unidad de Vigilancia de Mercado puede verificar parámetros a través de terceros Manipulación de ofertas Retención de capacidad  CENACE notifica a la Unidad de Vigilancia de Mercado paros no planeados o fuera de las prácticas estándar de operación  La Unidad de Vigilancia de Mercado puede verificar que las restricciones no sean intencionales

36 Vertientes de la Reforma 36 V IGILANCIA DE MERCADO : M ITIGACIÓN  Para calcular el costo de cada planta, el CENACE deberá utilizar el menor número entre la oferta realizada por el participante, o la oferta de referencia registrada en sus parámetros  Si la oferta del participante es mayor a la oferta de referencia registrada, podrá solicitar a la Unidad de Vigilancia que se modifique la oferta de referencia, proveyendo la información que justifique el incremento en su costo. Manipulación de ofertas Retención de capacidades  CENACE notifica a la Unidad de Vigilancia de Mercado paros no planeados o fuera de las prácticas estándar de operación  Cuando la Unidad de Vigilancia de Mercado encuentre injustificada la disminución en la capacidad ofrecida, esta podrá ordenar al CENACE aumentar la cantidad ofrecida de energía en el mercado de Día en Adelanto.

37 37 P EQUEÑOS S ISTEMAS E LÉCTRICOS  Incluye Sistema Mulegé  CENACE mantendrá el control físico hasta que el Transportista correspondiente cuente con la infraestructura y recursos necesarios para realizar dicha actividad.  CENACE despachará la generación con base en las curvas de operación, sin recibir ofertas diarias.  Los precios se calcularán solamente en tiempo real, sin operación de MDA.  Pago de capacidad aprobado por la CRE.  La adición de nueva capacidad se podrá realizar mediante subastas. Pequeño Sistema en Régimen de Operación Simplificada  Los pequeños sistemas se clasificarán en :  Pequeño Sistema Eléctrico en Régimen de Operación Simplificada  Pequeño Sistema Eléctrico en régimen de Micro-red  El Sistema Interconectado Nacional, el área de Control Baja California ni la de Baja California Sur se consideran Pequeños sistemas Eléctricos.

38 P EQUEÑOS S ISTEMAS E LÉCTRICOS  Incluyen: Hol Box, Grupo Carolina, entre otros. Pago de servicios  Los Generadores y Suministradores deberán celebrar acuerdos de operación conjunta que contemplen el pago directo entre ellos sin la intervención del CENACE. Los términos de dichos acuerdos deberán ser autorizados por la Secretaría. Criterios de operación, seguridad y confiabilidad  El CENACE establecerá los criterios operativos, de seguridad y confiabilidad que aseguren el suministro de energía eléctrica con estándares de calidad adecuados, en el Manual de Prácticas de Mercado correspondiente. Pequeño Sistema en Régimen de Micro-red

39 39 P EQUEÑOS S ISTEMAS E LÉCTRICOS  Se definirán y aplicarán criterios particulares que permitan asegurar la confiabilidad por su condición de excepción, los cuales serán expedidos por la CRE.  Los requerimientos de capacidad adicional serán definidos de acuerdo a los criterios de confiabilidad que emita la CRE y con base en el pronóstico de demanda que proporcione la SENER.  En la planeación de la RNT y de las RGD de los Pequeños Sistemas Eléctricos, se aplicará lo establecido en las Reglas de Interconexión, cumpliendo con los criterios de confiabilidad particulares para dichos sistemas. Ambos

40 40 M ODELOS U TILIZADOS  Extraído de los sistemas EMS/SCADA; consiste en una representación en base de datos a nivel barra, interruptor y cuchilla.  El MRF en conjunto con las mediciones de voltaje, flujos de potencia y estado de equipos es procesado por el Estimador de Estado para construir el estado del Sistema Eléctrico.  El estado eléctrico es utilizado por las aplicaciones flujos de carga y Análisis de Contingencias para la supervisión de la seguridad de la Red. Modelo de la Red Física (MRF)  En el MCM, la topología del Modelo de la Red Física se ajusta conforme a las necesidades de ejecutar la asignación de unidades, el despacho de generación y la operación del Mercado Eléctrico, tales como:  Unidades de Central Eléctrica agregadas.  Puntos de programación de importaciones y exportaciones.  Parámetros de oferta de recursos.  Requisitos de Servicios Conexos.  Vectores de Distribución de Carga (VDC). Modelo Comercial de Mercado (MCM)  El MCF complementa al MCM con la adición de Centrales Eléctricas de Generación y Centros de Carga Indirectamente Modelados, los cuales son aquellos que no se incluye individualmente en el MRF.  El propósito del MCF es ubicar geográficamente las inyecciones y retiros bajo la representación de cada PM a NodosP en el MCM.  Para llevar a cabo esta ubicación el MCF incluirá:  Curvas de generación.  Curvas de carga. Modelo Comercial de Facturación (MCF)

41 Vertientes de la Reforma 41 S ISTEMA DE I NFORMACIÓN DEL M ERCADO (SIM) Sistema de Información del Mercado El CENACE implementará y mantendrá un sitio de Internet con información para: Público en General Reglas vigentes y derogadas. Agendas de los Comités Consultivos. Ofertas de compra y venta (60 días después de la operación de mercado). Modelos de mercado (7 días después de la operación). Resultados de las subastas de DFT y modelo de DFT (inmediatamente tras su finalización). Registro de los DFT legados. Modelos de planificación (7 días después de la operación). Colas de Interconexión. Precios de mercado de un día en adelanto y mercado en tiempo real. Obligaciones de Potencia. Resultados del Mercado de Potencia. Reportes sobre el desempeño del mercado requeridos por la CRE. Paros programados. Participantes del Mercado Características de Activos del Participante de Mercado. Ofertas de compra y venta del Participante de Mercado. Liquidaciones del Participante de Mercado. Estado de las controversias del Participante de Mercado. Estado de las solicitudes de interconexión del Participante de Mercado. Estado de las solicitudes de paro del Participante de Mercado. Autoridades Actas y minutas de los Comités Consultivos. Actas y minutas del Consejo de Administración.

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43 Vertientes de la Reforma 43 A GENDA  Lunes, 13 de abril / Lunes, 20 de abril  Martes, 14 de abril / Martes, 21 de abril  Productos en el mercado eléctrico  Registro y Certificación  Mercado de DA y TR  Pronósticos  Contratos de Interconexión Legados  Mercado de Potencia  Mercado de CELs  Subastas de Mediano Plazo  Subastas de Largo Plazo  Costo de Oportunidad  Monitor de Mercado  Pequeños Sistemas  Administración de Crédito  Liquidación  Resolución de Controversias  Derechos Financieros de Transmisión  Modelo Comercial y de la Red  Sistema de Información del Mercado  Mantenimiento  Confiabilidad  Medición  Estructura y Cambios de Reglas  Código de Conducta

44 Vertientes de la Reforma 44 D ESPACHO B ASADO EN C OSTOS Q (MW) P ($/MWh) Las ofertas económicas se presentan en cuatro partes: Oferta de arranque, de operación en vacío, oferta incremental y de disponibilidad de reservas. El despacho basado en costos implica que el mercado de energía no cubre los costos fijos de la central eléctrica. Las ofertas económicas se presentan en cuatro partes: Oferta de arranque, de operación en vacío, oferta incremental y de disponibilidad de reservas. El despacho basado en costos implica que el mercado de energía no cubre los costos fijos de la central eléctrica. Cálculo de precios en el mercado eléctrico Ofertas basadas en costos variables de generación Precio igual al costo de la última unidad despachada

45 45 M ERCADO DE P OTENCIA Y ALTERNATIVAS El mercado de potencia garantiza la instalación de capacidad suficiente. Si los precios de escasez resulten adecuados para atraer la inversión, el precio de potencia tenderá a cero. Si los pagos por potencia no se requieren, se puede reducir el requisito. Mercado de Potencia Precios graduales de escasez en el Mercado de SEGUNDA ETAPA; optativamente en el Mercado de PRIMERA ETAPA Ambas alternativas tienen desventajas:  Es difícil representar la diferencia de valor por ubicación.  En el corto plazo, tanto la oferta como la demanda son inelásticas.  Se requieren consecuencias fuertes a los generadores que se comprometen a entregar potencia y no lo hacen. Requisitos de PotenciaPrecios Graduales de Escasez  Puede resultar en rentas a los generadores que no se requirieron para atraer nueva inversión.  Sin un requisito preciso, hay menos seguridad de que el monto adecuado de potencia se instale. Se propone un enfoque de “cinturón y tirantes”:

46 Vertientes de la Reforma 46 D EFINICIÓN DE O BLIGACIONES Y A CREDITACIÓN PARA EL MERCADO DE POTENCIA AutoridadProductoObservaciones SENER Política de Confiabilidad Planeación Indicativa Reservas recomendadas Se usará un estándar de Probabilidad de Demanda no Suministrada. CRE Requisitos de reservas de planeación Requisitos de potencia para cada ERC Pueden variar por sistema No se diferenciarán por suministrador. CENACE Cálculo de la obligación de potencia por ERC. De acuerdo con los criterios de la CRE Con base en la disponibilidad (fuentes despachables) o generación (fuentes no despachables) en las horas críticas del sistema. Horas críticas son las de menor margen de generación disponible. CRE aplica el cálculo ex-post. Potencia Acreditada

47 47 P ASOS EN EL MERCADO DE POTENCIA Precio Máximo Precio de Cierre Precio Neto CENACE estima costos variables de la tecnología de referencia CENACE calcula la renta en el mercado para el generador de referencia El Precio Neto de Potencia es el Precio de Cierre menos la Renta en el mercado Basado en ofertas de los generadores Demanda limitada al precio tope Basado en una curva de demanda Ingreso Neto Precio de Mercado Costo Variable

48 Vertientes de la Reforma 48 C URVAS DE “ DEMANDA ” DE CAPACIDAD Diversos mercados de capacidad funcionan con “demandas” parecidas.

49 Vertientes de la Reforma 49 P RECIOS GRADUALES POR ESCASEZ DE RESERVAS Q (MW) P ($/MWh) Q (MW) P ($/MWh) Cierre normal de un mercado sólo de Energía Los precios de cierre cubren los costos fijos Cuando la demanda es baja y existe capacidad disponible, las reservas alcanzan los topes nominales a un precio bajo Cuando la demanda es alta y se aplican reducciones de reservas, existe un precio alto. Los precios de cierre cubren los costos fijos Cuando la demanda es baja y existe capacidad disponible, las reservas alcanzan los topes nominales a un precio bajo Cuando la demanda es alta y se aplican reducciones de reservas, existe un precio alto. Cierre de escasez de un mercado sólo de energía Oferta de Generación Energía + Reservas Oferta de Generación P0P0 P0P0 P1P1 P1P1

50 C ONTRATOS B ILATERALES Y MERCADO S ECUNDARIO DE POTENCIA  Facilitar la celebración de contratos de largo plazo, pero asegurar que:  Las sanciones por no entregar potencia se apliquen a los generadores.  Se mantenga la distinción entre potencia en distintas zonas. Objetivos  Cuando corresponde a una venta del generador en el MdP y una obligación del EDC, se considera “monto compensable”  Cuando corresponde a una obligación de la EDC y el generador no vendió la potencia en el MdP, el generador asume la obligación de la EDC.  Otras transacciones se liquidan al precio del MdP. Contratos Bilaterales antes del MdP  Se realiza una vez que la potencia acreditada de cada generador y las obligaciones de las ERC se conozcan con certidumbre.  Si la cantidad comprada no fue suficiente para cubrir las obligaciones, se prorratea – primero a los ERC y segundo a los generadores. Asignación de cantidades

51 Vertientes de la Reforma 51 M ERCADO DE C ERTIFICADOS DE E NERGÍAS L IMPIAS  Realizar ofertas de compra y venta en el mercado de CEL.  Realizar transacciones bilaterales de CEL. Atribuciones de los PM  Calcular el precio de mercado con base en las ofertas que realicen los PM  Notificar a la CRE de los CEL a transferirse entre PM. Atribuciones del CENACE  Acreditar los CEL otorgados a cada Generador.  Determinar las obligaciones de cada ERC Atribuciones de la CRE

52 Vertientes de la Reforma 52 S UBASTAS Dos objetivos diferentes se atienden con dos subastas. Garantizan un flujo de efectivo estable que cubrirán costos fijos, a fin de reducir el riesgo de nueva inversión en generación y hacer “bancables” los proyectos. Deben llevarse a cabo años en adelante, a fin de permitir la construcción de centrales nuevas. Evitan poder de mercado y reducen la exposición a precios volátiles de corto plazo, al permitir que los generadores y suministradores contraten un precio fijo antes del MDA/MTR. Plazos muy largos haría necesario que las ofertas se basen en índices de combustibles, creando un problema de evaluación. Subastas de Largo Plazo Subastas de Mediano Plazo

53 Vertientes de la Reforma 53 S UBASTAS Subastas de Largo Plazo Subastas de Mediano Plazo ProductosVigencia Anticipación de Subasta Energía3 años4 meses ProductosVigencia Anticipación de Subasta Potencia CEL Energía 10 años (o más) 3 años

54 Vertientes de la Reforma 54 S UBASTAS DE LARGO P LAZO P ARÁMETROS DE O FERTAS Ofertas ERC - Potencia Cantidad máxima Función Precio/Cantidad Ofertas Generador Razón Potencia/CEL Razón Energía/CEL Cantidad máxima (cada producto) Función Precio/Cantidad (cada producto) Condicionamiento en DFT  Usuarios y Suministradores Calificados pueden ofrecer precios conforme a sus preferencias.  Los Suministradores de Servicios Básicos demandarán una cantidad y precio tope, ambos fijados por la CRE Ofertas ERC - Energía Cantidad máxima Función Precio/Cantidad Ofertas ERC - CEL Cantidad máxima Función Precio/Cantidad

55 Vertientes de la Reforma 55 S UBASTAS DE M EDIANO P LAZO P ARÁMETROS DE O FERTAS Ofertas ERC - Energía Cantidad máximaPor Zona Por Bloque Función Precio/CantidadPor Zona Por Bloque Ofertas Generador Cantidad máximaPor Zona Por Bloque En Total Función Precio/CantidadPor Zona Por Bloque  Se definirán “bloques de tiempo” para que los generadores puedan ofrecer tomar una obligación de “base”, “intermedio” o “punta”  Se puede ofrecer la misma capacidad para más de un bloque, con la condición de que la venta total no rebase un monto total

56 Vertientes de la Reforma 56 M ANTENIMIENTO Programa bianual de mantenimiento:  Se actualiza cada trimestre  Incluye la coordinación para la construcción, mantenimiento, reparación, realización de pruebas y calibración de:  Unidades de generación  Recursos de Demanda controlable  Transmisión  Distribución relevante para el MEM  Sistemas de comunicación Coordinación de mediano plazo Coordinación de corto plazo Coordinación de Licencias  Otorgamiento de licencias fuera del programa  Gestión de salidas forzadas

57 Vertientes de la Reforma 57 M ANTENIMIENTO : C OORDINACIÓN DE MEDIANO PLAZO Plazos y tiempos Criterios El ciclo de planeación se realizará en los siguientes plazos:  Mayo: Presentación de Propuestas de salidas por los interesados  Julio: CENACE informa programa bianual a interesados  60 días antes de cada trimestre: Actores confirman programa y realizan solicitudes  Antes del inicio del trimestre: CENACE aprueba modificaciones El ciclo de planeación se realizará en los siguientes plazos:  Mayo: Presentación de Propuestas de salidas por los interesados  Julio: CENACE informa programa bianual a interesados  60 días antes de cada trimestre: Actores confirman programa y realizan solicitudes  Antes del inicio del trimestre: CENACE aprueba modificaciones El programa de mantenimiento de mediano plazo considerará:  El potencial de causar congestión  Los impactos sobre la capacidad de transferencia de los recursos del sistema o de las interconexiones  Impactos sobre la confiabilidad del sistema  Impactos en el Mercado Eléctrico Mayorista El programa de mantenimiento de mediano plazo considerará:  El potencial de causar congestión  Los impactos sobre la capacidad de transferencia de los recursos del sistema o de las interconexiones  Impactos sobre la confiabilidad del sistema  Impactos en el Mercado Eléctrico Mayorista

58 Vertientes de la Reforma 58 M ANTENIMIENTO : C OORDINACIÓN DE CORTO PLAZO Criterios  El CENACE evaluará las solicitudes de Salida recibidas después de las fechas límites correspondientes a la Planeación de Mediano Plazo y, en su caso, aprobará las solicitudes que sean factibles.  Los Salidas que no hayan sido previamente autorizadas se considerarán Salidas forzadas  Estas podrán tener como consecuencia: o Reducción de ingresos tarifarios (transmisión y distribución), y por disponibilidad de capacidad (generación) o Verificación por parte de la Unidad de Vigilancia de Mercado  El CENACE evaluará las solicitudes de Salida recibidas después de las fechas límites correspondientes a la Planeación de Mediano Plazo y, en su caso, aprobará las solicitudes que sean factibles.  Los Salidas que no hayan sido previamente autorizadas se considerarán Salidas forzadas  Estas podrán tener como consecuencia: o Reducción de ingresos tarifarios (transmisión y distribución), y por disponibilidad de capacidad (generación) o Verificación por parte de la Unidad de Vigilancia de Mercado

59 Vertientes de la Reforma 59 M ANTENIMIENTO : C OORDINACIÓN DE CORTO PLAZO Gestión Las salidas forzadas serán de dos tipos:  Inmediata : Cuando los generadores prevean que una salida puede acontecer en las próximas 24 horas  Inminente: Cuando los generadores prevean una salida probable en plazo mayor a 24 horas Las salidas forzadas serán de dos tipos:  Inmediata : Cuando los generadores prevean que una salida puede acontecer en las próximas 24 horas  Inminente: Cuando los generadores prevean una salida probable en plazo mayor a 24 horas

60 Vertientes de la Reforma 60 M EDICIÓN  Definir los requisitos mínimos para la operación y mantenimiento de los equipos y sistemas de adquisición de medición con calidad de facturación. Objetivo  Instalaciones y equipos de medición eléctrica  Sistemas de comunicaciones  Sistemas de sincronía de tiempo Que se incluye en la medición  Medición principal:  Aquella utilizada para fines de facturación  Medición de respaldo:  Sistema de respaldo con la misma precisión que la medición principal para servir como un reemplazo del sistema principal  Medición de comprobación: Sistema de medición comparable con el principal, con un sistema de compensación para ajustes en los valores de entrega Tipos de medición

61 Vertientes de la Reforma 61 M EDICIÓN  Equipos de medición bajo especificaciones del CENACE  Envío de información de forma automática y con la periodicidad definida por el CENACE  Recopilación y almacenamiento de medición bidireccional  Mantenimiento de los equipos de acuerdo a las Reglas Obligaciones de los PM y demás actores  El CENACE mantendrá un registro de todos los datos de medición de facturación, por el período de años que, conforme lo establezca la CRE, permita la repetición de los cálculos de facturación y liquidaciones, para fines de auditoría. Atribuciones de la CRE

62 Vertientes de la Reforma 62 M EDICIÓN  Establecer las normas y procedimientos para:  Registro  Certificación  Auditoria  Pruebas  Mantenimiento  El CENACE podrá verificar todas las instalaciones del sistema de medición  Procesar la información de los diferentes actores para conciliar la energía comercializada  El CENACE es responsable de la definición, instalación, mantenimiento y administración del Sistema de Adquisición de Medición. Atribuciones del CENACE

63 63 C ONFIABILIDAD Definición de estados operativos  Normal: SEN con márgenes suficientes, pudiendo hacer frente a una contingencia en cualquier elemento de la red.  Alerta: SEN no cumple criterios y márgenes de seguridad.  Emergencia: SEN sin márgenes de reserva.  Restaurativo: Desconexión involuntaria de carga no radial del SEN y suspensión del MEM. Estados Operativos  CENACE mantendrá procedimientos operativos e instructivos actualizados y disponibles para consultarse en todo momento  CENACE publicará una lista de los requerimientos de información relacionada con la confiabilidad  Participantes operarán y mantendrán sus instalaciones y equipos de manera consistente con el funcionamiento confiable del SEN. Obligaciones

64 64 C ONFIABILIDAD  Se definen los distintos tipos de requisitos de confiabilidad  Requisito de reservas rodantes: 4% de demanda  Requisito de Reserva Operativa de 10 minutos: requisito de Reserva Rodante más la capacidad de la unidad de la Central Eléctrica que esté produciendo la mayor potencia en el sistema  Control de Voltaje y Potencia Reactiva  Arranque de emergencia Confiabilidad  CENACE establecerá y publicará los límites de seguridad para el SEN. Seguridad

65 Vertientes de la Reforma 65 A DMINISTRACIÓN DE C RÉDITO Monto de Crédito Responsabilidad Estimada Agregada (REA)  Se conforma de:  Cada PM deberá contar con la capacidad crediticia para cubrir su Responsabilidad Estimada Agregada.  Montos específicos:  ERC’S: Costo de compras netas proyectadas durante la operación.  Generadores: Diferencias entre precio de venta en MDA y MTR.  Todos los Comercializadores: Monto basado en la volatilidad histórica de DFTs.  Todos los MP: Montos por facturar, facturados pero no pagados, etc. Responsabilidad Estimada Agregada (REA)  Se conforma de:  Cada PM deberá contar con la capacidad crediticia para cubrir su Responsabilidad Estimada Agregada.  Montos específicos:  ERC’S: Costo de compras netas proyectadas durante la operación.  Generadores: Diferencias entre precio de venta en MDA y MTR.  Todos los Comercializadores: Monto basado en la volatilidad histórica de DFTs.  Todos los MP: Montos por facturar, facturados pero no pagados, etc. Un monto mínimo para iniciar operaciones en el MEM. Monto específico basado en las operaciones de cada PM.

66 Vertientes de la Reforma 66 M ONTOS M ÍNIMOS PARA I NICIAR O PERACIONES ParticipanteMontopor Entidades Responsables de Carga 10,000 pesos MW de demanda representada en el Mercado Eléctrico Mayorista Generadores2,500 pesos MW de capacidad representada en el Mercado Eléctrico Mayorista Todos Participantes de Mercado 50,000 pesos MW-año de Potencia a ofrecerse en las Subastas de Largo Plazo para Potencia y energías limpias Todos Participantes de Mercado 100 pesos CEL a ofrecerse en las Subastas de Largo Plazo para Potencia y energías limpias Todos Participantes de Mercado 250 pesos MWh de posiciones a ofrecerse en las Subastas de Mediano Plazo para una participación de carga Todos Participantes de Mercado 100 pesos MWh de Derechos Financieros de Transmisión a ofrecerse en las subastas de DFT Todos Participantes de Mercado 100 pesos MWh de transacciones virtuales o transacciones de importación y exportación a ofrecerse en el MDA Todos Participantes de Mercado 50,000 pesos MW-año de Potencia a ofrecerse en el mercado de Potencia

67 Vertientes de la Reforma 67 A DMINISTRACIÓN DEL C RÉDITO Límite de Crédito Restricción El límite de crédito (LC) de cada PM consiste de:  Cantidades a pagar por el CENACE al PM que no han sido erogadas.  Fondos depositados en el CENACE como garantía.  Carta de crédito de una institución financiera autorizada.  Los demás instrumentos que otorguen al CENACE un derecho irrevocable e incondicional a acceder inmediatamente a fondos. El límite de crédito (LC) de cada PM consiste de:  Cantidades a pagar por el CENACE al PM que no han sido erogadas.  Fondos depositados en el CENACE como garantía.  Carta de crédito de una institución financiera autorizada.  Los demás instrumentos que otorguen al CENACE un derecho irrevocable e incondicional a acceder inmediatamente a fondos. Si un PM excede Límite de Crédito, el CENACE notificará al MP y:  Retendrá pagos pendientes.  Inhabilitará actividades no esenciales (DFTs, Virtuales, Imp/Exp)  Suspenderá el contrato si el PM no reestablece el LC dentro de 3 días. Si un PM excede Límite de Crédito, el CENACE notificará al MP y:  Retendrá pagos pendientes.  Inhabilitará actividades no esenciales (DFTs, Virtuales, Imp/Exp)  Suspenderá el contrato si el PM no reestablece el LC dentro de 3 días. Terminación de Contrato Se procede a la terminación de contrato cuando el LC no se reestablece dentro de 7 días de la suspensión (25 días para generadores). Notificación  CENACE notificará cuando la REA alcanza el 70% del LC.  Suministradores: CENACE notificará cuando la REA alcanza el 40%.  Suministradores Básicos: deben mantener REA debajo del 50% del LC.  CENACE notificará cuando la REA alcanza el 70% del LC.  Suministradores: CENACE notificará cuando la REA alcanza el 40%.  Suministradores Básicos: deben mantener REA debajo del 50% del LC.

68 Vertientes de la Reforma 68 L IQUIDACIONES Puntos Generales Liquidación de Energía y Servicios Conexos: Doble liquidación MDA y MTR por diferencias. En mercado FINAL, triple liquidación (MDA, MHA, MTR) Garantía de Suficiencia de Ingresos Penalizaciones Otras Liquidaciones Procesamiento de tarifas reguladas de transmisión/distribución. Mercado de Potencia. Certificados de Energías Limpias. El CENACE tendrá un saldo neto de cero en cada liquidación. El ciclo de facturación será quinquenal en el mercado INICIAL y semanal en el mercado FINAL. Las facturas se basarán en estados de cuenta de la operación diaria. Los cuales se enviarán 5 días después del día de operación. El proceso de liquidación incluirá re-liquidaciones. o Re-liquidación inicial (35DH) posteriores al día de operación. o Re-liquidación intermedia (75DH) posteriores al día de operación. o Re-liquidación final (150 DH) posteriores al día de operación Liquidación de Energía y Servicios Conexos: Doble liquidación MDA y MTR por diferencias. En mercado FINAL, triple liquidación (MDA, MHA, MTR) Garantía de Suficiencia de Ingresos Penalizaciones Otras Liquidaciones Procesamiento de tarifas reguladas de transmisión/distribución. Mercado de Potencia. Certificados de Energías Limpias. El CENACE tendrá un saldo neto de cero en cada liquidación. El ciclo de facturación será quinquenal en el mercado INICIAL y semanal en el mercado FINAL. Las facturas se basarán en estados de cuenta de la operación diaria. Los cuales se enviarán 5 días después del día de operación. El proceso de liquidación incluirá re-liquidaciones. o Re-liquidación inicial (35DH) posteriores al día de operación. o Re-liquidación intermedia (75DH) posteriores al día de operación. o Re-liquidación final (150 DH) posteriores al día de operación

69 Vertientes de la Reforma G ARANTÍA DE S UFICIENCIA DE I NGRESOS : E JEMPLO ComponenteMonto Arranque50,000 pesos Operación en Vacío15,000 pesos / hora Oferta del Generador: ComponenteRangoMonto Incremental0-50450 pesos/MWh Incremental50-100500 pesos/MWh Incremental100-150550 pesos/MWh Despacho CENACE: Hora1718192021222324 MWh-5080150 100-- PML$300$400$500$550$1000$525$300 Ingresos Mercado-20000400008250015000052500-- Resultado Financiero: Hora17181920212223TOTAL Costo Arranque-50000----- Costo Op. Vacío-15000 - Costo Increment.-225003750075000 47500- Insuficiencia--67500-12500-750060000-10000--37500

70 Vertientes de la Reforma T RANSACCIONES B ILATERALES F INANCIERAS  Proveer una mecanismo para que los generadores y usuarios puedan seguir realizando transacciones bilaterales en el contexto del mercado eléctrico mayorista. Objetivo  No requieren que el generador produzca la cantidad contratada.  La compra neta que el adquirente hace al CENACE es menor (esto reduce el requisito de crédito del comprador con el CENACE).  La venta neta del generador al CENACE es menor (esto reduce el monto de capital de trabajo requerido para financiar el ciclo de pago del CENACE).  Hace que el mercado tenga características de “net pool”, sin que la programación bilateral sea obligatoria. Ventajas  Ambas partes reportan una transacción al CENACE  El CENACE no requiere conocer los pagos; solo la cantidad  El CENACE descuenta la energía al vendedor y la abona al comprador  Transacciones resultados de subastas se reportan automáticamente. Proceso

71 Vertientes de la Reforma T RANSACCIÓN B ILATERAL : S IN TBF IN Contrato por Diferencias: 100 MWh por día en Guanajuato @ $70 -Estilo “Take or Pay” -Productor elige no generar Guanajuato Precio: $40 Ciclo Combinado Azteca VIII Puebla Precio: $60 Complejo Industrial Cryoinfra Puebla Usuario: Compra al Mercado ($6000) Derecho Fin. de Transmisión $2000 Contrato por Diferencias ($3000). Costo Neto ($7000) Productor: Venta al Mercado -------- Contrato por Diferencias $3000. Ingreso Neto Variable $3000 Costo variable de producción -------- Beneficio Neto Variable $3000 Mercado Eléctrico:

72 Vertientes de la Reforma T RANSACCIÓN B ILATERAL : C ON TBF IN Contrato por Diferencias: 100 MWh por día en Guanajuato @ $70 -Estilo “Take or Pay” -Productor elige no generar Guanajuato Precio: $40 Ciclo Combinado Azteca VIII Puebla Precio: $60 Complejo Industrial Cryoinfra Puebla Usuario: Compra al Mercado ($6000) Derecho Fin. de Transmisión $2000 Contrato “Normal” ($7000) Transacción Bilateral Financiera $4000. Costo Neto ($7000) Productor: Venta al Mercado -------- Contrato “Normal” $7000 Transacción Bilateral Financiera ($4000). Ingreso Neto Variable $3000 Costo variable de producción -------- Beneficio Neto Variable $3000 Mercado Eléctrico:

73 Controversias entre el CENACE y los Participantes del Mercado Los PM pueden someter a disputa cualquier cargo o instrucción de despacho El CENACE mantendrá una función en el portal del Mercado que permita a los PM someter las controversias. Presentación y evaluación de controversias Se presentan a más tardar 10 días hábiles después del día de publicación del estado de cuenta o de la realización de la subasta de que se trate. Serán evaluadas y aceptadas o rechazadas en un plazo de 15 días hábiles Procedimiento de resolución de Controversias El Comité de Evaluación del CENACE puede investigar las controversias a solicitud de los PM y hacer recomendaciones al Director General. Vertientes de la Reforma P ROCEDIMIENTO DE R ESOLUCIÓN DE C ONTROVERSIAS Las controversias deben indicar claramente: Fecha y hora de los cargos en disputa. Fecha de elaboración. Tipos de cargo en disputa. Descripción de la disputa. Regla de mercado que el PM cree que se ha violado. Solución solicitada por el PM. Estatus de la disputa. Las controversias deben indicar claramente: Fecha y hora de los cargos en disputa. Fecha de elaboración. Tipos de cargo en disputa. Descripción de la disputa. Regla de mercado que el PM cree que se ha violado. Solución solicitada por el PM. Estatus de la disputa. Las controversias rechazadas por el CENACE pueden ser sometidas a la CRE dentro de 10 días hábiles del rechazo, la cual puede investigar y ordenar al CENACE revertir su decisión. La CRE emitirá la resolución dentro de los 30 días hábiles a que el rechazo de la controversia le fue sometido.  La idoneidad de las reglas de despacho no es objeto de controversia; sin embargo, los PM pueden solicitar la revisión de las reglas.

74 Vertientes de la Reforma 74 D ERECHOS F INANCIEROS DE T RANSMISIÓN D EFINICIÓN  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) de los PML en dos NodosP –un nodo de origen y un nodo de destino. Definición  Derecho y obligación para realizar pagos; no otorgan el derecho físico a usar el sistema de transmisión.  Cada DFT se expresa en forma unitaria por cada unidad de energía (1 MWh).  Los DFT estarán balanceados. Características  Vigencia  Temporada  Bloque de Tiempo  Nodo de Origen y Nodo de Destino.  Para uso en DFT, el CENACE puede definir NodosP distribuidos. Parámetros  De las 00:00 a las 04:00  De las 04:00 a las 08:00  De las 08:00 a las 12:00  De las 12:00 a las 16:00  De las 16:00 a las 20:00  De las 20:00 a las 24:00 Bloques de Tiempo

75 LegadosSubastas Por Fondeo de la expansión de la Red Bilaterales Vertientes de la Reforma 75 D ERECHOS F INANCIEROS DE T RANSMISIÓN C ARACTERÍSTICAS Características de la asignación: - Asignados con base en el uso histórico de la red - Cantidad físicamente factible a la entrada en vigor de la LIE Titulares pueden aceptar o rechazar la asignación DFT rechazados se mantienen en una cuenta especial del CENACE DFT de CILs vigentes se consideran en el cálculo de costos netos Asignación a: Titulares de contratos de interconexión legados Suministrador- es de Servicios Básicos Adjudicación Para la subasta, se utilizará un modelo de la red similar a la usada para el despacho Se despachan las ofertas maximizando el bienestar social, sujeto a que todas las ofertas sean factibles Ofertas de compra: Oferta de precios por una cantidad de DFT entre cualquier bus de origen y cualquier bus de destino Se permitirán ofertas negativas Cálculo de capacidad Incremental Neta - Se asigna un DFT de contraflujo si la instalación hace que un DFT existente se vuelva no factible - Se asignan DFT por el monto de capacidad incremental entre los puntos designados por el PM Expansión de las redes de Transmisión y Distribución: - Los PM pagarán por la expansión no considerados en los Programas de Expansión y Modernización - Solo se permite para la interconexión o mejora de entregabilidad. No requieren la intervención del CENACE

76 Vertientes de la Reforma 76 D ERECHOS F INANCIEROS DE T RANSMISIÓN A SIGNACIÓN DE DFT L EGADOS  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 Legados Factibles 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.  El cambio de representación de centros de carga ocasionará la reasignación de DFT.  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 Legados Factibles 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.  El cambio de representación de centros de carga ocasionará la reasignación de DFT.

77 Vertientes de la Reforma 77 D ERECHOS F INANCIEROS DE T RANSMISIÓN V IGENCIA LegadosSubastas Por Fondeo de la expansión de la Red Bilaterales Por temporada: Trimestrales Remanente del año en el que fueron subastados Año completoPeriodo de tres años Periodo de 10 años (Ganadores de Subastas de Largo Plazo) Suministradores de Servicios Básicos: Durante la vida útil de la central eléctrica Tendrán una vigencia de 30 años. Pueden tener períodos de vigencia acordados entre las partes. Contratos de Interconexión Legados: Durante la vigencia del contrato.

78 Vertientes de la Reforma 78 E STRUCTURA DE R EGLAS Y G ESTIÓN DE C AMBIOS  Se establecen Comités Consultivos de Análisis de las Reglas del Mercado:  2 miembros designados por el Director General del CENACE,  5 miembros designados por los participantes del mercado,  1 miembros designados por los Transportistas y Distribuidores o por los Comercializadores no Suministradores, según el tema,  y los Observadores de la CRE/SENER.  Se establece la jerarquía de 4 tipos de reglas; los de mayor nivel tienen un proceso de autorización más rígido: Autorización / Emisión Aprobación Interna Solicitudes de Análisis Revisión Externa Bases del Mercado Eléctrico CRE emite cambios CC o CA solicita a CRE Manuales de Prácticas de Mercado CRE determina autorización adicional CAPM solicita a CC CRE solicita a CA Guías OperativasCCPM solicita a CC CRE solicita a CC Criterios y Procedimientos de Operación DG CENACE o delegado PM solicita a CC CRE solicita a DG

79 Vertientes de la Reforma 79 C ÓDIGO DE C ONDUCTA  Se establecen los objetivos del código de conducta:  Promover la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional.  Promover la operación competitiva del Mercado Eléctrico Mayorista.  Promover un entorno de competencia leal y trato equitativo para todos los PM.  Promover la transparencia, proporcionando información veraz, confiable y oportuna.  Evitar el uso indebido y la transmisión de información privilegiada.  Evitar conflictos de intereses.  Se establecen los procedimientos en caso de presuntas violaciones:  La CRE realizará una investigación exhaustiva sobre la presunta violación.  El presunto responsable tendrá la oportunidad de presentar alegatos y evidencias.  La CRE determinará la existencia de cualquier violación al Código de Conducta.  En caso de violación, la CRE aplicará alguna de las sanciones siguientes:  Descuento de las ganancias generadas por la violación al Código de Conducta.  Penas convencionales establecidas en el Contrato de PM.  Restricción de participación en el Mercado.  Cancelación del Contrato de PM.

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