1) DICE: 2.4.5 y 2.4.6 PROPUESTA: Dado que se está considerando en el Manual la subdivisión de ZP en ZP Anidadas, el cálculo de las 100 horas críticas debería hacerse para cada Zona y Zona Anidada. COMENTARIO: Las horas críticas para cada subzona son diferentes y como el precio de la Potencia Entregable es diferencial por ZP y ZP anidada, debe realizarse por cada ZP anidada ya que las horas críticas no deben ser las mismas. Entendemos que ese es el motivo de la creación ZP anidadas y la creación de mecanismos tan complejos. 2) DICE: 2.4.6 Reglas de identificación de Horas Críticas a partir del año 2018 (ii) La “capacidad disponible de importación hacia la Zona de Potencia” en cada hora del año, será la suma, respecto a todas las áreas externas a la Zona de Potencia, de la menor entre: PROPUESTA: Si la capacidad de importación se cuenta para la determinación de hora críticas, en el caso de la importación de otro país solo se podría considerar para las plantas que cumplan con el reconocimiento de DEF COMENTARIO: Coherencia de criterio de reconocimiento de lo potencia a los generadores y su consideración de esa capacidad para importación. 3) DICE: 3.1.5 El CENACE podrá establecer Zonas de Potencia adicionales dentro de los sistemas interconectados. Adicionalmente, cuando se establezcan dichas Zonas de Potencia, el CENACE podrá cambiar el grupo de NodosP que conforman una Zona de Potencia, eliminar una Zona de Potencia o añadir Zonas de Potencia adicionales. COMENTARIO: La división y creación de nuevas zonas de potencia supone un riesgo a los Suministradores ya que por un lado se está obligando a los Suministradores a tener contratada su potencia a largo plazo de acuerdo a los Requerimientos de Potencia, y por otro lado una vez contratada a largo plazo con una central el cambio de zonas de potencia dejará a los Suministradores largos de potencia en una zona y cortos en otra, dejándoles sin ninguna capacidad de gestión de la potencia. Por otro lado los contratos de potencia TBPot de largo plazo se supone deben ser la base que sostenga el desarrollo de nueva capacidad en el sistema, lo cual no podrá suceder ya que no ningún Suministrador tendrá interés en contratar a plazo largo potencia con una planta si luego le pueden cambiar la zona de potencia y dejar descuadrada la posición larga de potencia en la zona modificada y corto de potencia en la nueva zona. 4) DICE: 8.9.1 La Disponibilidad de Entrega de Energía se refiere a la Capacidad Instalada de una Unidad de Central Eléctrica o de un Recurso de Demanda Controlable Garantizada, medido en MW que, al momento de analizar su interconexión, se espera pueda contribuir al suministro de demanda en las Horas Críticas de la Zona de Potencia a la que pertenece la Unidad de Central Eléctrica o el Recurso de Demanda Controlable. PROPUESTA: Insertar “….al momento de realizar estudios de interconexión con la entrega del Estudio de Impacto….” Añadir al final: “Para aquellas centrales que a la fecha de entrada de este Manual: a) se encuentren en operación la Disponibilidad de Entrega de Energía será la potencia de interconexión de su contrato de interconexión. b) Cuenten con un Estudio de Impacto la Disponibilidad de Entrega de Energía será la potencia máxima referida en dicho Estudio de Impacto.” c) Cuenten con un instrumento acreditativo de su capacidad de conexión la Disponibilidad de Entrega de Energía será la potencia máxima referida en dicho instrumento. COMENTARIO: Se sugieren los cambios para eliminar incertidumbres tanto de plantas en operación como plantas en proceso de obtención de los contratos de interconexión o en diferentes procesos para la obtención de la interconexión. 5) DICE: 6.11 Disponibilidad de Entrega de Energía para Unidades de Central Eléctrica ubicadas en el extranjero (a) Una Unidad de Central Eléctrica ubicada en el extranjero no será acreditada con DEF a menos que cumpla con por lo menos con cualquiera de las siguientes condiciones: (i) El Generador demuestre que no exista la infraestructura requerida para interconectar la Unidad de Central Eléctrica al sistema eléctrico foráneo, por lo que únicamente se puede interconectar directamente al Sistema Eléctrico Nacional. Para efectos de lo anterior: (A) Se considerará que existe la infraestructura requerida cuando la interconexión se puede lograr a través de maniobras u obras dentro de una subestación y sus cercanías. (C) Se entenderá cumplido el criterio (i) anterior cuando se demuestre que no existe continuidad eléctrica al sistema eléctrico foráneo por medio de un cable conductor y que dicha continuidad no se pueda establecer a través de cualquier equipo de maniobra que estén efectivamente instalados, y que para contar con dicha continuidad o la posibilidad de establecerla requeriría obras con un tiempo de construcción de tres meses o más. (ii) El Generador presente compromisos vinculantes por parte de la autoridad correspondiente de Confiablidad, el operador del sistema eléctrico foráneo (cuando sea distinto a lo anterior) y los reguladores jurisdiccionales, que garanticen la continuidad de la exportación a México asociada con la Disponibilidad de Entrega Física, aun cuando el sistema eléctrico foráneo presente un estado operativo de emergencia o tenga que interrumpir su propia demanda firme. Para efectos de lo anterior: (h) Las Unidades de Central Eléctrica que no generen la cantidad de energía que les solicite el CENACE, como parte de una instrucción de prueba de despacho o una instrucción de despacho sufrirán una reducción de DPF. Si, incluso con esta reducción, el CENACE considera que la DPF de una Unidad de Central Eléctrica es mayor a la que hubiera sido si la Unidad de Central Eléctrica hubiera ofrecido consistentemente al mercado una Potencia que de hecho hubiera podido producir, entonces: (i) …. PROPUESTA: C) Se entenderá cumplido el criterio (i) anterior cuando se demuestre que no existe continuidad eléctrica al sistema eléctrico foráneo por medio de un cable conductor y que dicha continuidad no se pueda establecer a través de cualquier equipo de maniobra que estén efectivamente instalados, y que para contar con dicha continuidad o la posibilidad de establecerla requeriría un plazo de tres meses o más para lograr la construcción e interconexión al sistema foráneo de acuerdo a las prácticas habituales de la industria. “ (ii) El Generador a) no forme parte de un sistema eléctrico foráneo o b) en caso formar parte de un sistema eléctrico foráneo, presente compromisos vinculantes por parte de la autoridad correspondiente de Confiablidad, el operador del sistema eléctrico…” Eliminar esta cláusula de este epígrafe 6 e incluir como norma general ya que debe aplicar a todas las centrales independientemente de su ubicación. Su aplicación debe ser la misma que cualquier otra central y estar recogidas como tal en el apartado 6.12 COMENTARIO: De acuerdo al derecho y la jurisprudencia mexicana, no puede exigirse la demostración negativa o no existencia de un hecho. Esta cláusula va en contra de los derechos fundamentales del derecho mexicano por lo que debe ser eliminada o reformulada en sentido positivo. La consideración de maniobras es correcta ya que implica existencia física de elementos pero no puede incluirse el concepto obras, y mucho menos el concepto cercanías ya que implica la posibilidad de una conexión futura y no una realidad, con lo cual se está limitando un derecho de generador en base a posibles acciones futuras no reales en el momento de determinar la DEF. Es decir una planta puede no tener conexión física a ningún otro sistema y por la mera especulación que puede llegar a tenerla no se le reconoce DEF máxime cuando haya entregado Potencia en las 100 horas críticas de cada año. Dado que el criterio es la conexión posible a un sistema foráneo, debe ser el criterio de validación, es decir el poder estar debidamente interconectado a dicho sistema, máxime cuando se está quitando un derecho al generador basándose en la pura especulación de lo que pudiera llegar a suceder y no en un hecho concreto que es la ausencia o no de conexión física. Los plazos de ejecución de una obra son interpretables y son solo un elemento más de la posible interconexión por lo que limitarlo a la construcción de las obras deja un criterio de arbitrariedad al organismo e indefensión al interesado i.e 100 Km de línea y tres subestaciones se pueden construir en 30 días si los recursos asignados son ilimitados. Consideramos pues que el criterio debe ser menos interpretativo. No puede exigirse a un generador que no forma parte de un sistema eléctrico foráneo que las diferentes autoridades de confiabilidad y operación de dicho sistema realicen compromisos vinculantes sobre algo sobre lo que no forma parte de su sistema y por lo tanto de sus competencias. Aplicarlo solo a las centrales ubicadas en el extranjero es una discriminación por ubicación que afecta un incumplimiento de forma diferente a un generador extranjero de uno nacional generando una diferenciación en la libre competencia de mercado. Debe aplicar por igual a todos los generadores. 6) DICE: 9.1.4 Los Contratos de Cobertura Eléctrica deben ser respaldados por uno o varios activos físicos:…. 9.3.3 b) ii) En caso de que el Contrato de Cobertura Eléctrica y las Transacciones Bilaterales de Potencia asociadas no estén registrados como relacionados con una Unidad de Central Eléctrica o un Recurso de Demanda Controlable Garantizada, sino en su lugar están relacionados con una Zona de Potencia en general, entonces el CENACE no le hará ningún cambio al Contrato de Cobertura Eléctrica ni a las Transacciones Bilaterales de Potencia) 9.3.4 c)….. ii) Si un Contrato de Cobertura Eléctrica y cualquier Transacción Bilateral de Potencia asociada no están registrados como relacionados con una Unidad de Central Eléctrica o un Recurso de Demanda Controlable Garantizada, PROPUESTA: Favor de aclarar la inconsistencia. Según la primera cláusula solo puede haber Contratos de Cobertura Eléctrica ligados a activos, pero en 7.3.3 bii) y c) ii) habla que que pueden no estar relacionados con activos físicos 7) DICE: 7.1.5 (b) La unidad de Vigilancia….. podrá establecer penalizaciones para estos casos. COMENTARIO: Favor de definir el término ¿Se refiere a Entrega de Potencia o al componente de energía? 8) DICE: 7.2.1 (a) “…cantidades de Energía Instruida…” COMENTARIO: Favor de definir el término ¿Se refiere a Entrega de Potencia o al componente de energía? 9) DICE: 10.2.2 El informe del CENACE especificará la Potencia de la Tecnología de Generación de Referencia para la Zona de Potencia utilizando tres métricas independientes: (a) Capacidad Instalada Bruta (Capacidad Instalada antes de restar el uso interno de energía); (b) Capacidad Instalada Neta (Capacidad Instalada después de restar el uso interno de energía); (c) Potencia indicada en los mismos términos que la Potencia Entregada. COMENTARIO: La tecnología de referencia por excelencia deben ser los ciclos combinados. Favor de incluir que en la consideración de costos y capacidades se considerarán los factores que afectan a dicho tipo de instalaciones tales como la altitud de la zona y el sistema de refrigeración. En zonas altas el derrateo de las máquinas es de un 1%por cada 100m de altitud. Los sistemas más cuidadosos con el medio ambiente como es la refrigeración con aerocondensador consumen sin embargo más auxiliares, por lo que debe tenerse en cuenta en la metodología de cálculo. 10) DICE: 1.2.2 El informe del CENACE especificará la Potencia de la Tecnología de Generación de Referencia para la Zona de Potencia utilizando tres métricas independientes: (a) Capacidad Instalada Bruta (Capacidad Instalada antes de restar el uso interno de energía); (b) Capacidad Instalada Neta (Capacidad Instalada después de restar el uso interno de energía); (c) Potencia indicada en los mismos términos que la Potencia Entregada. 1.2.3 Los costos de la Tecnología de Generación de Referencia se deberán expresar de la siguiente manera: (a) El CENACE calculará la Potencia Entregada como la Capacidad Instalada neta multiplicada por (100% menos la tasa de salida forzada (TSF)), donde TSF es la salida forzada estimada para la Tecnología de Generación de Referencia. (b) En este cálculo, el CENACE utilizará cifras publicadas de TSF, a menos que el CENACE considere que una TSF diferente sería adecuada para la Tecnología de Generación de Referencia. En cualquier caso, el CENACE debe justificar el/los valor(es) de la TSF utilizada. PROPUESTA: (a) El CENACE calculará la Potencia Entregada como la Capacidad Instalada neta multiplicada por (100% menos i) la tasa de salida forzada (TSF)), donde TSF es la salida forzada estimada y ii) tasa de salida programada (TSP), ambas para la Tecnología de Generación de Referencia. (b) En este cálculo, el CENACE utilizará cifras publicadas de TSF y de TSP, a menos que el CENACE considere que una TSF o TSP diferente sería adecuada para la Tecnología de Generación de Referencia. En cualquier caso, el CENACE debe justificar el/los valor(es) de la TSF y la TSP utilizada. COMENTARIO: La Potencia entregada dependerá tanto de las salidas forzadas como de las salidas para mantenimientos programados por lo que ambos factores deben recogerse para el cálculo de la Potencia Entregable de la tecnología de referencia. De lo contrario se estaría sobreestimando la Potencia Entregada de una central tipo a lo largo de su vida al considerar que no tendrá mantenimiento. El ajuste para el cálculo de DPE solo corrige las horas de mantenimiento programado reagendado por CENACE pero no el mantenimiento normal planeado. 11) DICE: 10.2.5 Los componentes del costo asociados con la Tecnología de Generación de Referencia deberán incluir lo siguiente: (a) Costos fijos. Se deberán expresar tanto por MW-año de Capacidad Instalada como por MW-año de Potencia Entregada. Los costos fijos consistirán de: (i) …; (ii) …; (iii) Costos fijos pagados por el transporte de combustible; (iv) . PROPUESTA: Costos fijos pagados por el transporte de combustible considerando las diferentes ubicaciones de las plantas de generación dentro de una misma Zona de Potencia COMENTARIO: AL igual que los costes variables de combustibles los costos fijos de transporte varían enormemente de una zona a otra del país y las Zonas de Potencia no están ligadas a las zonas de precios regulados por la CRE para los combustibles como el gas. De hecho existen diferencias enormes por ejemplo en el transporte en la zona Noreste y la Occidental…. 12)DICE: 1.1.1 El CENACE determinará el costo de inversión nivelado real para la Tecnología de Generación de Referencia, con base en los siguientes costos: (a) Costo de inversión del proyecto estimado al momento de hacer el cálculo. Los costos del proyecto pueden incluir entre otros insumos: (i) Costos de adquisición del sitio (terreno); (ii) Costos de ingeniería, procuración, administración de proyecto y construcción: (b) Costos financieros estimados del proyecto; (d) Una tasa de descuento adecuada, basada en: (i) Un coeficiente de endeudamiento estándar para nuevos Recursos de generación del tipo de la Tecnología de Generación de Referencia; (ii) Costos vigentes de deuda para financiar nuevos Recursos de generación; (iii) Costos vigentes de capital para financiar nuevos Recursos de generación; ,,,,,,/….. (f) Para evitar duda…. (vii) El costo de inversión nivelado real por….. PROPUESTA: Incluir un nuevo: (ii) Costos de desarrollo del proyecto para la obtención de todos los permisos, licencias y autorizaciones para poder ejecutar el proyecto. Añadir al final: “…de acuerdo a una financiación de largo plazo con tasas de interés a largo plazo aseguradas, comisiones y gastos para la obtención de la financiación” Añadir al final “…de acuerdo a una financiación de largo plazo con tasas de interés a largo plazo aseguradas” Añadir al final: “.. considerando como dicho costo la rentabilidad exigida por los dividendos recibidos por los accionistas neto de los impuestos por el cobro de dichos dividendos” Añadir un nuevo (vi) El costo por kW mes considerará la capacidad de las centrales de la Tecnología de Generación de Referencia adecuadas a las condiciones físicas de las Zonas de Potencia debido a las variaciones de capacidad de una misma tecnología en función de parámetros físicos COMENTARIO: Para la determinación del costo nivelado debe considerarse la Capacidad de las centrales y en el caso de los ciclos combinados el efecto de la altitud a la hora de calcular los costes / Mw neto de capacidad. Las Zonas de Potencia deberían reflejar este hecho de lo contrario solo se favorecerá la generación en sitios de coste de instalación bajo y no en zonas de carga. El desarrollo de un proyecto lleva aparejado una enorme inversión antes de estar listo para construir, en la mayoría de los casos mayor al propio terreno donde se ubicará el proyecto. Las inversiones son a largo plazo y las entidades financieras exigen coberturas de tipos de interés para financiar los proyectos, así como elevados costes de due diligence etc.. Para la determinación del costo nivelado debe considerarse la Capacidad de las centrales y en el caso de los ciclos combinados el efecto de la altitud a la hora de calcular los costes / Mw neto de capacidad. Las Zonas de Potencia deberían reflejar este hecho de lo contrario solo se favorecerá la generación en sitios de coste de instalación bajo y no en zonas de carga. 13) DICE: 9.10.4 (d) PROPUESTA: En aras a la claridad se solicita que este apartado sea el primero del epígrafe 14) DICE: 9.12.3 (b) (ii) PROPUESTA: Favor de reconsiderar metodología COMENTARIO: De acuerdo a la metodología de precios de gas en el país, hoy Zona de Potencia única, de momento, existen diferenciales de más del 30% del precio final del gas entre unas zonas y otra. Calculara un precio único desequilibra aún más el incentivo de poner generación en zonas deficitarias. 15) DICE: 9.12.3 (C) PROPUESTA: Reconsiderara metodología COMENTARIO: Dado que es obligatorio registrar y ofertar como máximo en el MDA los costes variable de cada central se puede hacer un cálculo bastante más fino con los costes Reales de la tecnología de Generación de Referencia para el cálculo de la IMTR