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Concepto

La Energía Eléctrica Acumulable se basa en la energía eléctrica entregada en el Mercado de Tiempo Real durante un año medida en MWh en el punto de interconexión de cada Central Eléctrica incluida en un contrato. La Energía Eléctrica Acumulable deberá provenir de Centrales Eléctricas limpias y debe entregarse como un porcentaje de la energía generada en cada hora por las Unidades de Central

Página20 Eléctrica identificadas en la oferta, y en el

lugar donde se localicen. Para los Vendedores con fuentes limpias intermitentes, la entrega de Energía Eléctrica Acumulable puede ser a cualquier hora.

Todos los pagos por Energía Eléctrica Acumulable se calculan a partir de la Energía Producida. La Energía Producida es igual a la Energía Entregada, excepto que excluye las horas en las que el precio marginal local del Mercado de Tiempo Real en el punto de interconexión de la Unidad de Central Eléctrico haya sido negativo. Por cada MWh de Energía Producida por Vendedores con fuentes limpias intermitentes, habrá un pago o cargo de ajuste que refleje el valor temporal de la Energía Producida, de tal manera que las diferencias de hora a hora se reflejen en pagos diferentes basados en el valor pronosticado de la energía en dichas horas. Pagos de Ajuste por Hora de Generación

Bajo el esquema de Energía Eléctrica Acumulable,

los Vendedores con fuentes limpias

Página21 a los factores de ajuste multiplicados por los

MWh de Energía Eléctrica producida en cada hora. Estos ajustes al pago serán montos positivos o negativos que resultan de multiplicar la cantidad producida cada hora, por el factor de ajuste correspondiente a dicho mes, hora y ubicación, durante el año. Los factores de ajuste se calcularan conforme se establece en el Capítulo 5 del presente Manual.

Ejemplo 1: Pago de Ajuste Mensual

Asuma que mediante una Subasta de Largo Plazo, el Vendedor A obtiene un contrato para generar una cantidad anual de Energía Eléctrica Acumulable en la Zona A y, para simplificar este ejemplo, el mes tiene únicamente 5 horas. Los Factores de Ajuste Horarios para el mes se muestran en la Tabla 1 ($/MWh). El Vendedor entrega un total de 250 MWh de electricidad, distribuidos en las 5 horas, como se muestra en la Tabla 1, en el renglón Generación (MWh) y por lo tanto recibe un pago de ajuste total de $1,000 por los 250 MWh entregados en el mes. Esta cantidad, es adicional al monto total establecido en el contrato, de acuerdo con la oferta: Tabla 1 1 2 3 4 5 T O T A L

Página22 Factores de Ajuste Horarios ($/MWh) $ 1 5 $ 5 ( $ 1 0 ) ( $ 5 ) ( $ 5 ) Generación (MWh) 1 0 0 5 0 5 0 5 0 ⁰ 2 5 0 Pago de ajuste ($) $ 1 , 5 0 0 $ 2 5 0 ( $ 5 0 0 ) ( $ 2 5 0 ) $ 0 $ 1 , 0 0 0

Los Vendedores con fuentes limpias firmes podrán ofrecer Energía Eléctrica Acumulable, sin embargo, sus ofertas de Energía Eléctrica Acumulable se considerarán como una cantidad constante en cada hora del año y no recibirán pagos de ajuste mensual. La Energía Eléctrica Acumulable proveniente de fuentes limpias firmes debe entregarse en cada hora como un porcentaje fijo de la energía comprometida en cada año y en el lugar donde se localicen las centrales identificadas en la oferta. Por ejemplo, si un Vendedor con fuente firme ofrece 40,000 MWh de Energía Eléctrica Acumulable en cada año, la oferta se

Página23 considera por 4,566 kWh durante cada hora

del año. Zonas de Generación

Las Ofertas de Venta de Energía Eléctrica Acumulable estarán referidas a Zonas de Generación específicas. Por lo anterior, los puntos de interconexión de las Centrales Eléctricas que generen la Energía Eléctrica Acumulable de que se trate, deberán estar ubicados en la Zona de Generación correspondiente

Las Zonas de Generación se utilizarán con tres propósitos:

para definir las Diferencias Esperadas del valor local de la Energía Eléctrica Acumulable para la valuación de las ofertas,

para determinar cuál vector de pagos de ajuste aplica a la Energía Producida en cada Unidad de Central Eléctrica. para limitar la cantidad de Energía Eléctrica

Página24 capacidad de exportación limitada de la

Zona de Generación al resto del Sistema Eléctrico Nacional.

Las Zonas de Generación utilizadas en la Subasta

de Largo Plazo y los contratos,

corresponderán a las regiones de transmisión utilizadas en el modelo de planeación que utiliza SENER para desarrollar el Programa Indicativo para la Instalación y Retiro de Centrales Eléctricas (PIIRCE), con las siguientes excepciones:

Para efectos de las limitaciones de cantidades de Energía Eléctrica Acumulable a adquirirse en cada zona, el CENACE podrá agrupar las zonas utilizadas en el modelo de planeación, en casos donde no se esperan limitaciones en la capacidad de exportación.

Para efectos de las limitaciones de cantidades de Energía Eléctrica Acumulable a adquirirse en cada zona, el CENACE podrá definir sub-zonas a partir de las zonas utilizadas en el modelo de planeación, en casos donde se esperan

Página25 limitaciones específicas en la capacidad

de exportación.

Para efectos de las limitaciones de cantidades de Energía Eléctrica Acumulable a adquirirse en cada zona, el CENACE podrá definir zonas de generación diferentes para tomar en cuenta la evolución esperada en dichas zonas durante la vigencia de los contratos a celebrarse.

Antes de la publicación de las Bases de la Subasta el CENACE definirá Zonas de Generación para límites de exportación, basadas en un análisis operativo. Para cada Zona de Generación para exportación, el CENACE podrá definir un límite en la Energía Eléctrica Acumulable que se puede adquirir en la Subasta de Largo Plazo.

La definición de Zonas de Generación para exportación que sean diferentes a las Zonas de Generación utilizadas en el modelo de planeación, en su caso, no afectará la definición de Zonas de Generación para el cálculo de Diferencias Esperadas de precios,

Página26 o para efectos de la sección de vectores de

pagos de ajuste.

Diferencias Esperadas por Zona y Factores de Ajuste Horarios

Previo a cada Subasta, el CENACE hará públicos los siguientes valores:

Las Diferencias Esperadas para la evaluación de ofertas que contengan Energía Eléctrica Acumulable en diferentes Zonas de Generación; y,

Los Vectores de Factores de Ajuste Horarios que corresponden a cada Zona de Generación, para reflejar el valor relativo temporal de la Energía Eléctrica Acumulable producida.

En las primeras tres Subastas de Largo Plazo, la Secretaría calculará las diferencias esperadas

y los Factores de Ajuste Horarios.

Posteriormente, la Secretaría proporcionará los pronósticos de Precios Marginales Locales al CENACE a fin de que este último calcule las diferencias esperadas y los factores de ajuste.

Página27 Diferencias Esperadas para la evaluación de ofertas

de Energía Eléctrica Acumulable:

Para comparar las ofertas de Energía Eléctrica Acumulable en diferentes Zonas de Generación, se calculará la diferencia esperada entre el Precio Marginal Local de energía eléctrica en cada Zona de Generación y en el Sistema Eléctrico Nacional, ambos en

valor nivelado durante el plazo

considerado en la Subasta de Largo Plazo.

∆𝑷𝑴𝑳𝒛𝒈 = 𝐕𝐍𝑷𝑴𝑳𝑺−𝑽𝑵𝑷𝑴𝑳𝒛𝒈

Donde:

VNPMLzg = Valor Nivelado de los PML en la Zona de Generación zg – ver formula abajo

VNPMLS= Valor Nivelado del PML del Sistema – ver formula abajo

𝑽𝑵𝑷𝑴𝑳_𝒈= ∑ ∑ ∑𝟐𝟒 ^𝑷𝑴𝑳_{(𝟏 + 𝒕)}^{𝒛𝒈,𝒉,𝒎,𝒂}_𝒂 𝒉=𝟏 𝟏𝟐 𝒎=𝟏 𝑵 𝒂=𝟏 ∑ ∑ ∑𝟐𝟒 _{(𝟏 + 𝒕)}^𝟏 _𝒂 𝒉=𝟏 𝟏𝟐 𝒎=𝟏 𝑵 𝒂=𝟏

Favor de corregir debe decir

Página28 𝑽𝑵𝑷𝑴𝑳𝑺 = ∑ ∑ ∑ ∑ ^{𝑷𝑴𝑳𝒛𝒈,𝒉,𝒎,𝒂} (𝟏 + 𝒕)𝒂 𝟐𝟒 𝒉=𝟏 𝟏𝟐 𝒎=𝟏 𝟏𝟓 𝒂=𝟏 𝒛𝒈 ∑ ∑ ∑ ∑ ^𝟏 (𝟏 + 𝒕)𝒂 𝟐𝟒 𝒉=𝟏 𝟏𝟐 𝒎=𝟏 𝟏𝟓 𝒂=𝟏 𝒛𝒈 Donde:

𝑃𝑀𝐿_{𝑧𝑔,ℎ,𝑚,𝑎}= Precio Marginal Local pronosticado en la Zona de Generación zg en la hora h, en todos los días del mes m, en el año a.

h = hora para el cálculo del factor: 0, 1, …, 24.

m = Mes del año: 1, 2, …, 12 donde m=1 corresponde a la fecha de inicio estándar.

a = 1, 2, …, 15 donde a=1 corresponde a la fecha de inicio estándar.

t = Tasa de Descuento Social real publicada por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público que esté vigente en el momento de la Evaluación

La Secretaría utilizará el Programa Indicativo para la Instalación y Retiro de Centrales Eléctricas (PIIRCE), o una actualización del mismo que contenga información más reciente, como base para estimar

Página29 los precios marginales por zona

mencionados en el inciso anterior. Para realizar la evaluación de ofertas en cada

subasta, el CENACE ajustará el precio del paquete (que incluya Energía Eléctrica Acumulable) ofertado por el

Oferente Vendedor, sumando la

Diferencia Esperada de precios

calculada por la Secretaría para la Zona de Generación en la cual se hace la oferta, multiplicada por la cantidad de Energía Eléctrica Acumulable por año incluida en la oferta. Esta oferta ajustada será el que se utilice en la evaluación de cada oferta y no afectará los pagos a los ganadores de la Subasta de Largo Plazo.

Por ejemplo, si la Secretaría prevé que el precio promedio de la energía en el Sistema es de $60/MWh, el Precio Marginal Local promedio en la Zona de Generación A es $65/MWh y en la Zona de Generación B es $55/MWh, las Diferencias Esperadas serán $-5/MWh para la Zona de Generación A y $5/MWh para la Zona de Generación B. Si el Vendedor A ofrece 100

Página30 MWh en la Zona de Generación A y el

Vendedor B ofrece 100 MWh por año en la Zona de Generación B, para la evaluación, la oferta del paquete del Vendedor A se ajustará en $-500 por año y la del Vendedor B en $500 por años. Por lo tanto, si los paquetes y ofertas son idénticos, excepto por la Zona de Generación, el Vendedor A resultaría ganador de la Subasta de Largo Plazo donde se adquieran 100 MWh al año.

Factores de Ajuste Horarios para los pagos mensuales de Energía Eléctrica Acumulable

para Vendedores con fuentes limpias

intermitentes:

Los Factores de Ajuste Horario se calcularán para cada Zona de Generación, para cada hora del día promedio, por cada mes de cada año incluido en la Subasta de Largo Plazo.

Antes de la subasta, conforme se describe en la sección 5.4 del presente Manual, el

CENACE publicará las tablas

correspondientes a cada Zona de Generación, para cada hora del mes de

Página31 cada año. La tabla siguiente muestra un

ejemplo de factores horarios para la zona X:

Factores de Ajuste Horarios para la Zona de Generación X

Hor

a ^{Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic} 1 $16.354 $15.095 $15.014 $20.844 $13.807 $20.850 ($16.630) $0.841 ($17.257) ($12.366) $7.572 ($12.003) 2 $26.544 $25.285 $25.075 $31.034 $23.997 $30.897 ($16.630) ($2.227) ($14.477) ($9.834) $4.353 ($9.471) 3 $19.749 $18.490 $18.541 $24.239 $17.202 $24.368 ($1.630) ($5.200) ($11.823) ($7.419) ($7.552) ($7.057) 4 $3.763 $2.504 $1.550 ($9.895) $1.216 ($9.708) $6.821 ($8.081) ($9.290) ($5.876) ($6.009) ($5.513) 5 ($0.378) ($1.637) ($1.789) ($24.304) ($2.925) ($24.118) $2.680 ($10.871) ($6.876) ($4.131) ($4.264) $3.758 6 ($3.597) ($4.856) ($4.954) ($21.394) ($7.236) ($21.208) ($0.539) ($9.327) ($5.333) ($2.434) ($2.567) $12.209 7 ($6.717) ($7.975) ($8.022) ($18.614) $1.216 ($18.427) ($3.658) ($7.583) ($3.588) ($0.472) $39.262 $8.068 8 ($9.739) ($10.997) ($10.995) ($15.960) ($2.925) ($15.773) ($6.681) ($5.886) ($1.891) $38.395 $38.262 $4.849 9 ^($12.66 7) ^{($13.926) ($13.875) ($13.428) ($6.144) ($13.241) ($9.609) ($3.924) $0.071 $2.634 $2.501 $2.997} 10 ^($15.50 3) ^{($16.762) ($16.666) ($11.013) ($18.050) ($10.827) ($12.445) $34.944 $38.938 $3.528 $3.395 $3.891} 11 ^($13.96 0) ^{($15.218) ($15.122) ($9.470) ($16.507) ($9.283) ($10.901) $35.944 $3.177 $4.805 $4.672 $5.168} 12 ^($12.21 5) ^{($13.473) ($13.377) ($7.725) ($14.762) ($0.012) ($9.156) $0.076 $4.071 $6.363 $6.230 $6.726} 13 ^($10.51 8) ^{($11.776) ($11.680) ($6.028) ($13.065) $8.439 ($7.459) $1.353 $5.348 $7.240 $7.107 $7.603} 14 ($8.556) ($9.814) ($9.719) ($4.066) $28.764 $4.298 $34.370 $2.912 $6.907 $1.224 ($15.153) ($14.657) 15 $30.311 $29.053 $29.149 $34.801 $27.764 $1.079 $33.370 $3.788 $7.783 ($1.749) ($12.499) ($12.003) 16 $30.311 $30.053 $30.149 ($0.960) ($7.997) ($0.773) ($2.392) $20.806 ($11.062) ($4.629) ($9.967) ($9.471) 17 $10.311 ($5.814) ($5.718) ($0.066) ($7.103) $0.121 ($1.497) $30.853 ($11.062) ($7.419) ($7.552) ($7.057) 18 ($3.279) ($4.538) ($4.442) $1.211 ($5.826) $1.398 ($0.221) $24.324 $3.938 ($5.876) ($6.009) ($4.463) 19 ($1.720) ($2.979) ($2.883) $2.769 ($4.267) $2.956 $1.338 ($9.753) $12.390 ($4.131) ($4.264) ($1.930)

Página32 20 ($0.844) ($2.102) ($2.007) $3.646 ($3.391) $3.833 $2.214 ($24.162) $8.248 ($2.434) ($2.567) $0.604 21 ($0.128) ($1.387) ($1.291) $4.362 ($2.675) $4.548 $2.930 ($21.252) $5.030 ($11.605) ($10.738) $3.137 22 $1.856 $0.597 $0.693 $6.345 ($0.691) $6.532 $4.914 ($18.472) $1.910 $5.395 ($9.738) $5.671 23 ^($19.68 9) ^{$1.159 $1.255 $6.907 ($0.129) $7.094 $5.476 ($15.818) ($1.112) $5.395 ($6.738) $8.204} 24 ^($19.68 9) ^{$1.018 $1.114 $6.767 ($0.270) $6.954 $5.335 ($13.285) ($4.040) $5.395 ($7.738) $10.738}

El Factor de Ajuste Horario sólo compensa por el patrón temporal de la producción de

energía, pero se calculará

individualmente para cada Zona de Generación, dado que los costos temporales pueden diferirse por zona.

Estos factores de ajuste se

desarrollarán utilizando los Precios Marginales Locales pronosticados para cada Zona de Generación.

Los Factores de Ajuste Horario se calcularan como sigue:

(A) Cada factor de ajuste horario se calculará como el promedio del precio marginal nodal esperado en una Zona de Generación de cada una de las 24 horas de los días, calculado individualmente para cada mes de cada año de los 15 años a partir de la Fecha de Operación Comercial Estándar. Menos el Precio Marginal Local esperado en la misma Zona de Generación en promedio, durante el

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mismo periodo de 15 años. Por lo tanto, habrá 24 factores por mes, para cada mes y cada año del contrato y para cada Zona de Generación.

𝑭𝑨𝑯_{𝒛𝒈,𝒉,𝒎,𝒂}= 𝑷𝑴𝑳_{𝒛𝒈,𝒉,𝒎,𝒂}−^{∑ ∑ ∑ 𝑷𝑴𝑳𝒛𝒈,𝒉,𝒎,𝒂} 𝟐𝟒 𝒉=𝟏 𝟏𝟐 𝒎=𝟏 𝟏𝟓 𝒂=𝟏 𝟏𝟓 ∗ 𝟏𝟐 ∗ 𝟐𝟒 Donde:

𝐹𝐴𝐻_{𝑧𝑔,ℎ,𝑚,𝑎}= Factor de Ajuste Horario por zona de Generación zg en la hora h, en el mes m, en el año a.

𝑃𝑀𝐿_{𝑧𝑔,ℎ,𝑚,𝑎}= Precio Marginal Local pronosticado en la zona de Generación zg en la hora h, en todos los días del mes m, en el año a.

El Pago de Ajuste Horario se calculara mensualmente como sigue:

𝑷𝑨𝑴𝒈,𝒎,𝒂= ∑^𝑫𝒎 ∑^𝟐𝟒_𝒉=𝟏(𝑬𝑷𝒈,𝒉,𝒅,𝒎,𝒂∗ 𝑭𝑨𝑯𝒛𝒈,𝒉,𝒎,𝒂)

𝒅=𝟏

Donde:

El Generador g está ubicado en la zona zg.

𝑃𝐴𝑀_{𝑔,𝑚,𝑎}= Pago de Ajuste Mensual para el generador g en el mes m, en el año a.

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𝐸𝑃𝑔,ℎ,𝑑,𝑚,𝑎 = Energía Eléctrica Acumulable producida por el generador g en la hora h, en el día d, en el mes m, en el año a.

𝐹𝐴𝐻_{𝑧𝑔,ℎ,𝑚,𝑎}= Factor de Ajuste Horario para la Zona de Generación zg en la hora h, en el mes m, en el año a.

𝐷_𝑚= días en el mes m.