MERCADO DE BALANCE DE POTENCIA

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04.

02.

01.

HORAS CRÍTICAS Y ZONAS DE POTENCIA

TECNOLOGÍA DE GENERACIÓN DE REFERENCIA

ETAPA DE PREPARACIÓN

ACREDITACIÓN DE POTENCIA

ETAPA DE REALIZACIÓN

ENEL

Mercado de balance de potencia

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03.

ETAPA DE LIQUIDACIÓN

rEQUISITOS DE POTENCIA

¿Qué es el mercado de balance de potencia?

Es un mercado ex-post con pagos anuales. Su propósito es establecer señales de precio que responden a las condiciones de escasez o superávit de capacidad de generación en el SEN. Y su objeto es facilitar a los Participantes del Mercado la compra/venta de Potencia, y establecer el precio que va a tener la misma.

Intro

¿Qué es el MBP?Etapas

Etapas del mercado de balance de potencia

Realización del MBP

Liquidación

Preparación del MBP

¿Qué son las horas críticas?

Dentro de la etapa de preparación, se encuentra el cálculo de las 100 horas críicas del año. Son aquellas 100 horas exactas del año en el que se tuvo el menor nivel de reservas de generación.

¿Cómo se calculan las 100 horas críticas?

• Paso 1. Identificación de las 100 horas con mayor demanda de energía en la Zona de Potencia.
• Paso 2. Identificación del 1° día de cálculo y el úlimo día de cálculo.
• Paso 3. Identificación de las 100 horas con menores reservas de generación.

Horas críticas y zonas de potencia

¿Qué son las horas críticas y cómo se calculan?¿Qué son las zonas de potencia?

¿Qué son las zonas de potencia?

Son aquellas zonas que engloban varios nodos del SEN.

• Sistema Interconectado Nacional.
• Sistema Interconectado Baja California.
• Sistema Interconectado Baja alifornia Sur.

Disponibilidad de Producción Física

Capacidad Entregada

• Es el promedio de la cantidad total de potencia que un recurso haya puesto a disposición del SEN en las Horas Críticas del año.
• No puede exceder la Capacidad Instalada.
• La CE corresponde a la Potencia Anual Acreditada para el MBP

• Es el Promedio de la Dispnibilidad de Producción Física Horaria (en las 100 Horas Críticas).
• El cálculo es distinto dependiendo de si el Recurso es Intermitente, Firme, o de Demanda Controlada.
• Para aAbasto Aislado sólo cuentan las Horas Críticas en las que estuvo interconectado al SEN.

Acreditación de potencia

Capacidad Entregada Disponibilidad de Producción Física Disponibilidad de Entrega Física Validación de la DPF

Validación de la DPF

Disponibilidad de Entrega Física

• CENACE monitorea la disponibilidad real de los recursos.
• CENACE emite instrucciones de prueba para corroborar esto.
• Cada que un Recurso no haya tenido disponible la capacidad ofrecida en el Mercado de Tiempo Real, su DPF anual se verá reducida el 10% de la capacidad ofrecida no disponible.

• Es el promedio de la Disponibilidad de Entrega Física en cada Hora Crítica.
• CENACE la determina durante el proceso de conexión/interconexión del Recurso.
• Para su cálculo, se utilizan modelos con disposiciones específicas establecidas en el manual.

Requisito Anual de Potencia

Reserva de Planeación Mínima

El margen de capacidad de generación que se requiere para garantizar la confiabilidad del SEN a un nivel mínimo de acuerdo a lo ya establecido en la Política de Confiabilidad.

Cantidad de Potencia que cada Entidad Responsable de Carga va a tener que adquirir, en función de su Capacidad Demandada y considerando la Reserva de Planeación Mínima.

requisitos de potencia

Porcentaje Zonal del Requisito de Capacidad Entregada

Reserva de Planeación Mínima

Capacidad Demandada.

Capacidad Demandada

Sumatoria de la Demanda de energía en lasHoras Críticas .

Requisito Anual de PotenciaReserva de Planeación Mínima Capacidad Demandada

Promedio de la cantidad total de potencia que una Entidad Responsable de Carga haya requerido del SEN en las Horas Críticas

100

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Curva de oferta

Se calcula y notifica el Requisito Anual de Potencia

Se calcula y notifica la Potencia Anual Acreditada

• Se estima primero la cantidad de Potencia que cada PM va a vender en el MBP.
• Con esos datos se estima la cantidad total de Potencia que se va a vender (Curva de Oferta).

• BBBCkjsbkAJÑ

• Al menos 21 días antes de la realización del MBP se notificará a cada PM su RAP y CapacidadDemandada por Recurso. Así como la cantidad total de RAP.

• Al menos 21 días antes de la realización del MBP se notific a cada PM su PAA, Capacidad Entregada por Recurso. Así como la PAA total por zona.

Preparación

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Registro de Transacciones Bilaterales de Potencia

Curva de Demanda

Precio Máximo de Potencia

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• Se estima la cantidad de Potencia que se tendrá que comprar en el MBP.
• Con estos datos se obtiene el total de Potencia que se va a comprar (Curva de Demanda).

• Se debe notificar al menos 14 días antes de la realización del MBP.

• Es el

• Se registran ante CENACE entre 7-1 días antes de la realización del MBP.
• Si no se registran, no se toman en cuenta.

Obligación Neta de Potencia

Curva de Oferta

Curva de Demanda

Cantidad de Potencia Adquirida

rEALIZACIÓN

Precio Neto

Definiciones y cálculos

Cargo para el Asegurmiento de la Potencia

Incumplimiento de la Obligación Neta de Potencia

Publicación de los Resultados del Mercado de Balance de Potencia

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Liquidación de sanciones

Cargos y abonos

Liquidación, estados de cuenta, facturación y pagos

Liquidación

• CRE determina las sanciones aplicables a Participantes en Incumplimiento de la Obligación de Potencia.
• La Autoridad de Vigilancia determinará sanciones para aquellos Participantes que manipulen el MBP.

• Se realizan conforme a lo previsto en las Bases del Mercado Eléctrico.
• "Día de operación" se refiere a la fecha de realización del MBP, o en su caso, el último día del periodo en el que se llevó a cabo.

• CENACE calcula el importe cargado/abonado que le corresponde a cada Participante del Mercado, para cada Zona y de acuerdo al Precio Neto de Potencia.

Reporte Preliminar 2023Se está eligiendo entre dos modelos de turbinas de gas

TECNOLOGÍA DE GENERACIÓN DE REFERENCIA

• Fuente marginal de nueva Potencia que se toma de una muestra razonable de tecnologías de generación que permitan escalabilidad.
• Aquella que presente el menor costo nivelado.
• Se elige una por Zona de Potencia.
• Están sujetas a la no objeción por parte de la CRE.
• Incluye cálculos de inversión, costos variables de operación y mantenimiento, justificación, costo del combustible, etc.

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Realización o cierre del MBP

Etapa 2

Se realiza el Mercado de Balance de Potencia. Para que cada Zona de Potencia se calcula la Obligación Neta de Potencia, la Oferta de Compra de Potencia, la Oferta de Venta de Potencia, y en su caso, el monto del Cargo para el Aseguramiento de la Potencia de cada Participante del Mercado.

Liquidación

Etapa 3

Una vez que se notifica a los Participantes del Mercado los resultados, obtenidos en la etapa de realización, se lleva a cabo el proceso de liquidación de dicho mercado. Con el fin de que se puedan realizar los cargos, bonos, estados de cuenta y facturas correspondientes.

Después de que se calculan las 100 horas con mayor demanda energética del año, se identifica el primer día de cálculo y el último. El primer día de cálculo corresponde a restar 14 días a la fecha de la primera hora crítica. El último día de cálculo corresponde a sumar 14 días a la última hora crítica. Finalmente, se determinan las 100 horas con las menores reservas de generación que estén dentro del primer día de cálculo y el último. * Existen horas de mínimas reservas antes y después de la primer y última hora crítica, sin embargo, éstas no se consideran para el cálculo de horas críticas del año de producción.

• Estas zonas se proponen por CENACE y se aprueban por la CRE.
• CENACE puede proponer la adición de zonas o la modificación de las ya existentes.
• CENACE evaluará las Zons de Potencia existentes cada 3 años contados, a partir del 2018.
• Si es que se modifican o agregan más zonas, se deberá publicar los nombres de las zonas con un mapa del SEN en el que se indique su ubicación, indicar si se anticipa algún otro cambio en los siguietes 4 años o no, y si se anticipan cambios en el SEN en los siguientes 4 años.

Planeación del MBP

Etapa 1

Para cada Zona de Potencia, se calcula la Potencia Anual Acreditada y el Requisito Anual de Potencia para cada participante del mercado. Se da a conocer la estimación de las curvas de oferta y de demanda y el Precio Máximo de la Potencia, a fin de que los Participantes del Mercado puedan realizar y registrar sus Transacciones Bilaterales de Potencia.

Cargo para el Aseguramiento de Potencia --> cargo que determinará CENACE para cada Entidad Responsable de Potencia, con el propósito de distribuir el costo de la Potencia Eficiente. Ex-post --> que se calcula con los datos del año anterior. Los datos recabados en 2023, servirán para el desarrollo del MBP 2024. Obligación Neta de Potencia --> cantidad de Potencia que cada PM estará obligado a adquirir a través del MBP. Oferta de Compra de Potencia --> cantidad de Potencia que cada PM ofrece comprar a través del MBP. Oferta de Venta de Potencia --> cantidad de Potencia que cada PM ofrece vender a través del MBP. Potencia --> es el producto que se compra y vende en el MBP. Se refiere a la capacidad de demanda o de generación que tienen los centros de carga o centrales. En este mercado, se mide en MW-año. Potencia Anual Acreditada --> la cantidad total de potencia que CENACE acredita a los Recursos (centrales). Potencia Eficiente --> Cantidad de Potencia que adquiere el MBP en exceso de la Potencia que se requiere para cumplir con los Requisitos Anuales de Potencia para cada Zona de Potencia. Requisito Anual de Potencia --> cantidad total de Potencia que cada carga tiene la obligación de adquirir en función de su capacidad demandada (horas críticas). Zona de Potencia --> Zona conformada por varios nodos interconectados.

• Nivel de reservas de generación --> generación disponible total menos demanda firme.
• Generación disponible --> capacidad disponible más la capacidad de intercambio.

• Capacidad disponible --> suma del mínimo de la Disponibilidad de Producción Física Horaria y la Disponibilidad de Entrega Física.
• Capacidad de Intercambio --> el que sea menor entre la capacidad de máxima de energía que puede entrar a la zona de potencia, o las reservas de generación en el resto de las conas de potencia que forman parte del mismo sistema interconectado.
• Demanda firme --> Demanda total Observada menos la Capacidad Máxima de cada Recurso de Demanda Controlable Garantizada que participe en el Mercado de Tiempo Real más la Capacidad de los Recursos de Demanda Controlable Garantizada despachados.
• Demanda total Observada --> Demanda Calculada por Balance más cualquier demanda no suministrada.
• Demanda Calculada por Balance --> la demanda de electricidad a una hora y en una Zona de Potencia a partir de la energía generada, menos la energía que hayas salido de la zona, más la energía que haya entrado a esa zona, más la demanda no suministrada, más la cantidad despachada de Recursos de Demanda Controlable Garantizada.

Disponibilidad de Entrega Física Horaria --> porción de la capaciadinstalada, declarada y verificable, que cada recurso, considerando capacidad de transmisión y distribución del SEN, pueda contribuir a suministrar demanda en cada una de las Horas Críticas. Disponibilidad de Producción Física Horaria --> la porción de la capacidad instalada, declarada y verificable, de cada recurso, que haya estado disponible para producir energía neta en cada una de las Horas Críticas. Recursos de Demanda Controlable --> centros de carga que pueden controlar su demanda. Ofrecen disminuir su demanda bajo requisito de CENACE. Recursos Firmes --> aquellos recursos que no son intermitentes ni de demanda controlada (todas las demás). Recursos Intermitentes --> centrales que llegan a una capacidad máxima intermitente, como solar o eólica.

Intermitente

Corresponde a la cantidad de enrgía entregada e el Punto de Interconexión en cada Hora Crítica.

Firme

Corresponde a la Disponibilidad Máxima para producir energía neta de usos propios.

Es 1 cuando ocurra una indisponibilidad (mantenimiento programado), en caso contrario, 0.

Capacidad de generación máxima ofrecida en el Mercado de Tiempo Real en cada hora crítica

Proporción de la capacidad ofrecida que no fue posible entregar (generó menos)

Promedio de DPFH de la cetral en las demás Horas Críticas

Demanda Controlable

Por cada prueba no pasada (valor diferente a 0), se disminuye su DPF por el 10% de la Capacidad Ofrecida que no estuvo disponible en cada prueba.

Reducción de consumo que haya ofrecido.Será equivalente al menor de los siguientes valores:

• Ofertas de Consumo Realizadas.
• Las instrucciones de despacho que haya emitido CENACE para activar las Ofertas de Consumo Realizadas.

Ingresos del Mercado de Energía para la Tecnología de Generación de Referencia --> ingresos netos que la TGR habría obtenido en promedio, de haber participado en el mercado del día de adelanto en un año. Obligaciones Netas de Potencia --> cantidad de Potencia qe cada PM está obligado a adquirir a través del MBP. Potencia Eficiente --> cantidad de potencia dquirida por el MBP en exceso de la Potencia que se requiera para cumplir con RAP. Precio de Cierre de Potencia --> precio de equilibrio de la Potencia. Precio Máximo de la Potencia --> precio máximo que podrá tener la Potencia. Reserva de Planeación Eficiente --> margen de capacidad de generación para garantizar la Confiabilidad del SEN a un nivel eficiente. Valor de los Requisitos Anuales de Potencia Eficiente --> valor que tendría el RAP si fuera calculado on la Reserva de Planeación Eficiente, en vez de con la Reserva de Planeación Mínima.

Cantidad de Potencia que el PM venderá en el mercado

Requisito Anual de Potencia

Oferta estimada de venta [MW]

Potencia Anual Acreditada

Curva de Oferta

Cantidad total de Potencia que se venderá en el Mercado (sin tomar en cuenta Transacciones Bilaterales).Es la sumatoria de todas las ofertas estimadas de venta de Potencia.

• En el punto A, Potencia es 0 y el Precio es el doble de los costos fijos nivelados totales finalizados de la Tecnología de Generación de Referencia.
• En el punto B, Potencia es la suma de las obligaciones estimadas de compra y el Precio es el mismo que el punto A.
• En el punto C, Potencia es la misma que en B si se considerara la Reserva de Planeación Eficiente y el Precio son los costos fijos nivelados totales finalizados de la TGR.
• En el punto D, la Potencia es la Potencia en C + la diferencia entre C y B, y el Precio es cero.

• La curva obligatoria representa el mínimo de Potencia que cada PM deberá adquirir en el mercado.
• La curva de demanda eficiente representa la cantidad de eficiente de Potencia que los PM deberán comprar en el mercado.

Precio Máximo de Potencia

Precio de Cierre de Potencia Estimado

Ingresos del Mercado de Energía para la TGR

Precio de cierre de Potencia

Precio que corresponde a la intersección entre la curva de oferta y la curva de demanda.

Porcentaje Zonal del Requisito de Capacidad Entregada --> porcentaje que establece para cada año, qué parte del Requerimiento de Potencia asociada a los Centros de Carga de la zona debe cumplirse con la Potencia acreditada a los Recursos de la misma zona.

Potencia que cada PM tendrá la obligación de adquirir en el MBP.

Potencia Adquirida a través de Transacciones Bilaterales de Potencia

Potencia Enajenada a través de Trasacciones Bilaterales de Potencia

Potencial Anual Acreditada

Requisito Anual de Potencia

Se calcula la cantidad de Potencia que venderá cada PM con datos más reales.

Potencia Adquirida a través de Transacciones Bilaterales de Potencia

Potencia Enajenada a través de Trasacciones Bilaterales de Potencia

Potencia Anual Acreditada

Requisito Anual de Potencia

• En el punto A, Potencia es 0 y el Precio es el doble de los costos fijos nivelados totales finalizados de la Tecnología de Generación de Referencia.
• En el punto B, Potencia es la suma de las obligaciones netas de Potencia y el Precio es el mismo que el punto A.
• En el punto C, Potencia es la misma que en B si se considerara la Reserva de Planeación Eficiente y el Precio son los costos fijos nivelados totales finalizados de la TGR.
• En el punto D, la Potencia es la Potencia en C + la diferencia entre C y B, y el Precio es cero.

• La curva obligatoria representa el mínimo de Potencia que cada PM deberá adquirir en el mercado.
• La curva de demanda eficiente representa la cantidad de eficiente de Potencia que los PM deberán comprar en el mercado.

Precio de Cierre de Potencia (intersección entre curva de demanda y de oferta)

Ingresos del Mercado de Energía para la TGR

Ingreoso netos que la TGR hubiera obtenido en promedio, de haber participado en el Mercado del Día en Adelanto

Se calcula para distribuir los costos de adquisición de Potencia Eficiente, y deberá ser pagado por todas las Entidades Encargadas de Carga.

Requisito Anual de Potencia

Ofertas de Compra a que se asignan Potencia

Cantidad de Potencia Adquirida

Precio Neto de Potencia

Requisito Anual de Potencia Total

Se calcula para distribuir los costos de adquisición de Potencia Eficiente, y deberá ser pagado por todas las Entidades Encargadas de Carga.

Potencia Adquirida por el PM en el MBP

Obligación Neta de Potencia

Potencia que cada PM está obligado a adquirir

CENACE publicará los resultados 3 días hábiles depués del último día en el que se haya realizado el Mercado de Balance de Potencia

Se debe publicar lo siguiente:

• Obligaciones Netas de Potencia para cada Zona y cada Participante.
• Precio de Cierre de Potencia Estimado.
• Precio Máximo de Potencia.
• Precio de Cierre de Potencia.
• Precio Neto de Potencia.
• Potencia Eficiente Adquirida.
• Precio Unitario del Cargo para el Aseguramiento de la Potencia.
• La información y memorias de cálculo utilizadas para llegar a estos resultados.
• Horas Críticas.
• Zonas de Potencia.
• Política de Confiabilidad.
• Tecnología de Generación de Referencia.

CENACE notificará a cda PM:

• Ofertas de Compra
• Ofertas de Venta
• Obligación Neta de Potencia Incumplida
• Obligación Neta de Potencia
• Potencia Anual Acreditada a partir de Recursos de Demanda Controlable