1,098 364 1,598 - gob.mx
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20/11/2019 Reporte 1
1/1
BCS
288308328348368388
30 oct 20 nov
Año actual Año anterior
BCA 0.00
BCS 0.00
SIN 0.00
BCS
0
90
180270
360
450
126
Congestión positiva (Centros blancos) indica que el costo de entrega de energía en este punto es mayor que el costo de la entrega en el nodo de referencia.Congestión negativa (Centros negros) indica que el costo de entrega de energía en este punto es menor que el costo de la entrega en el nodo de referencia.
Demanda promedio del día [MW] [3]
Sistema Interconectado Baja California Sur (BCS)Sistema Interconectado Baja California (BCA)Sistema Interconectado Nacional (SIN)
SIN
31,60932,60933,60934,60935,60936,60937,609
30 oct 20 nov
Año actual Año anterior
1
Precio Marginal Local (PML) promedio por Sistema [$/MWh]
Margen de capacidad promedio del día después de reservas [MW] [1]
Demanda pico [MW] [2]
Margen de capacidad mínimo después de reservas [%]
El margen de capacidad para el SIN, después de considerar requerimientos de reserva, registró un valor mínimo de
16.8% en la hora 20. El PML máximo fue de $5,082/MWh en el nodo 03PNQ-400 en la hora 21.
El margen de capacidad para el BCA, después de considerar requerimientos de reserva, registró un valor mínimo de
8.56% en la hora 19. El PML máximo fue de $1,173/MWh en el nodo 07SMN-115 en la hora 18.
El margen de capacidad para el BCS, después de considerar requerimientos de reserva, registró un valor mínimo de
13.89% en la hora 19. El PML máximo fue de $4,393/MWh en el nodo 07SIC-115 en la hora 20.
REPORTE DIARIO DEL MERCADO DEL DÍA EN ADELANTO (MDA) Monitor Independiente del Mercado (MIM)
BCA
0
563
1,126 1,689
2,252
2,815
1,462
SIN
0
9,424
18,847 28,271
37,694
47,118
32,523
BCS
0
98
196 294
392
490
279
.
0
500
1,000
1,500
2,000
465
SIN
0
6,000
12,000 18,000
24,000
30,000
12,38636,455
1,098 364 1,598
Precio Medio Ponderado de Zona de Carga, promedio diario [$/MWh]
1,784
323
BCA
1,3691,4691,5691,6691,7691,869
30 oct 20 nov
Año actual Año anterior
Día de operación: 20 nov 2019
MW MW MW
MW MWMW
MW
[1]. El margen de capacidad se calcula como la capacidad disponible de generación después de suministrar la demanda y los requerimientos de reserva. El área naranja representa el margen de capacidad del 5% de las horas con margen más bajo durante 2017 y 2018, el amarillo el 45% siguiente y el verde el 50% restante.[2]. La demanda se estima como la suma de inyecciones de energía por generación e importación.[3]. El área naranja indica una demanda diaria superior al 100% de la demanda diaria máxima del año anterior, el área amarilla entre 50% y 100% y el área verde valores menores al 50%
SIN
MW
MW
SIN
Cortes de energía de la solución del MDA [MWh]
Sistema Hora Día de Operación (%)
Promedio 21 días (%)
SIN
BCS
BCA
20
19
19
16.80
13.89
8.56
18.63
8.23
11.56
GeneraciónCIL - Contrato de Interconexión LegadoHI - Hidroeléctrica
IMP - ImportaciónNP - No Programable
Glosario de términos
RN - RenovableTE - Térmica
Servicios ConexosRREG - Reserva de Regulación Secundaria de FrecuenciaRR10 - Reserva Rodante de 10 MinutosRNR10 - Reserva No Rodante de 10 Minutos
RRS - Reserva Rodante SuplementariaRNRS - Reserva No Rodante Suplementaria
Máximo de la
demanda diaria del
año anterior +15%
Máximo de la
demanda diaria del
año anterior +15%
Máximo de la
demanda diaria del
año anterior +15%
BCA BCS
BCA BCS
Análisis preliminar Noticias relevantes
33,000 500
El 19 de noviembre se presentaron 7 Estados Operativos de Alerta en Tiempo Real: 4 en la Gerencia de
Control Regional (GCR) Occidental, 2 en la GCR Noreste 1 en la GCR Noroeste.
20/11/2019 SIN 1
1/1
Precios de Servicios Conexos RREG, 24 horas (SIN)
0
500
1,000
1,500
2,000
Hora
Pre
cio
[$/
MW
h]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONALDía de operación:
Distribución de PML para el día de Operación (SIN)PrecioInicial PrecioFinal Rango Día de Operación [%] 7 días atras [%] 21 días anteriores [%] 21 días anteriores, 1 año atrás [%]
-5,000.00
0.00
2,915.00
5,830.00
8,745.00
11,660.00
14,575.00
17,490.00
20,405.00
23,320.00
0.00
2,915.00
5,830.00
8,745.00
11,660.00
14,575.00
17,490.00
20,405.00
23,320.00
26,235.00
[-5,000 a 0)
[0 a 2,915)
[2,915 a 5,830)
[5,830 a 8,745)
[8,745 a 11,660)
[11,660 a 14,575)
[14,575 a 17,490)
[17,490 a 20,405)
[20,405 a 23,320)
[23,320 a 26,235)
0.00
86.77
13.23
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
99.93
0.07
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
96.99
3.01
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
98.37
1.56
0.05
0.01
0.00
0.02
0.00
0.00
0.00
Asignación por tipo de reserva y tipo de generación, 24 horas (SIN)
0
500
1,000
1,500
2,000
Hora
Res
erva
s A
sgin
adas
[M
Wh]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
TE Reserva Suplementaria HI Reserva Suplementaria TE RREG HI RREG
Descripcion Estado Localidad PML [$/MWh] Energía [$/MWh] Pérdidas [$/MWh] Congestión [$/MWh] Hora Nodo # Observaciones # Horas # Nodos
PML MAX
PML MIN
ZACATECAS
CHIHUAHUA
FRESNILLO
ASCENSION
5,082.00
146.00
3,028.90
2,887.46
-213.97
-814.82
2,267.32
-1,927.06
21
17
03PNQ-400
05COS-115
1
1
1
1
1
1
2
Despacho y asignación por tipo de generación, 24 horas (SIN)
0
10,000
20,000
30,000
40,000
Hora
Solu
ció
n d
e p
ote
ncia
[M
W]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
CIL NP RN TE HI IMP Reserva asignada Margen de Capacidad
PML promedio, 24 horas (SIN)
0
500
1,000
1,500
2,000
Hora
PM
L p
rom
edio
[$/
MW
h]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Despacho y asignación por tipo de generación, 30 días (SIN)
0
500,000
1,000,000
Fecha
Sum
a d
e so
luci
ón
de
po
tenc
ia [
MW
h]
27 oct 03 nov 10 nov 17 nov
CIL NP RN TE HI IMP Reserva asignada Margen de Capacidad
PML máximo y mínimo [$/MWh]
PML, precios de Servicios Conexos, asignación y despacho [$/MWh, MW y %]
20 nov 2019
Componentes del PML
Precios de otros Servicios Conexos, 24 horas (SIN)
0
20
40
60
80
100
Hora
Pre
cio
[$/
MW
h]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
RR10 RNRS RRS RNR10 lim
20/11/2019 SIN 2
1/1
Curva de oferta asignada y demanda, hora pico (SIN)
-6,000
-4,000
-2,000
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 30,000 35,000 40,000
Demanda MDA Oferta asignada MDA
Curva de oferta asignada y demanda en la hora pico MDA, 7 días atrás (SIN)
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 30,000 35,000 40,000
Demanda MDA Demanda MTR Oferta asignada MDA Oferta asignada MTR
PML promedio diario, promedio móvil 7 días (SIN)
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
PM
L p
rom
edio
dia
rio
[$/
MW
h]
ene 2018 mar 2018 may 2018 jul 2018 sep 2018 nov 2018
PML PML año anterior
13 nov 2019
Energía inyectada diaria, promedio móvil 7 días (SIN)
600,000
650,000
700,000
750,000
800,000
850,000
900,000
950,000
1,000,000
Ener
gía
Inye
ctad
a [M
Wh]
ene 2018 mar 2018 may 2018 jul 2018 sep 2018 nov 2018
Energía inyectada diaria Energía inyectada diaria año anterior
Convergencia de PML, media móvil 7 días (SIN)
-30
-20
-10
0
10
20
30
40
(MTR
-MD
A)/
MD
A [
%]
ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019
Tipo de generación Hora Pico Capacidad Hora Pico [MW] Energía Diaria [MWh]
CIL
HI
IMP
NP
RN
TE
20
20
20
20
20
20
6,161.88
7,657.15
93.00
3,803.67
682.59
27,846.58
149,401.47
182,816.12
1,505.00
87,636.80
32,589.65
665,417.15
Total 20 46,244.86 1,119,366.18
Tipo de Tecnología Hora Pico Proporción [%]
Carboeléctrica
Ciclo Combinado
Combustión Interna
Importación
Térmica Convencional
Turbo Gas
20
20
20
20
20
20
0.00
86.67
0.00
6.67
6.67
0.00
3
20
20
Hora
Hora
Análisis de la hora pico MDA [$/MWh, MW, MWh, y %]
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
Unidades de Central Eléctrica despachadas parcialmente por tipo de tecnología
Capacidad y energía ofertadas por tipo de generación [4]
Análisis de largo plazo MDA [$/MWh y MW]
Análisis de la diferencia entre el MDA y el MTR [$/MWh, MW, y %]
[4]. La hora pico se define como la hora con mayor demanda en el MDA para el día analizado.
Día de operación: 20 nov 2019
20/11/2019 BCA 1
1/1
Precios de otros Servicios Conexos, 24 horas (BCA)
0
2
4
6
Hora
Pre
cio
[$/
MW
h]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
RNRS RRS lim
Distribución de PML para el día de Operación (BCA)PrecioInicial PrecioFinal Rango Día de Operación [%] 7 días atras [%] 21 días anteriores [%] 21 días anteriores, 1 año atras [%]
-5,000.00
0.00
2,915.00
5,830.00
8,745.00
11,660.00
14,575.00
17,490.00
20,405.00
23,320.00
0.00
2,915.00
5,830.00
8,745.00
11,660.00
14,575.00
17,490.00
20,405.00
23,320.00
26,235.00
[-5,000 a 0)
[0 a 2,915)
[2,915 a 5,830)
[5,830 a 8,745)
[8,745 a 11,660)
[11,660 a 14,575)
[14,575 a 17,490)
[17,490 a 20,405)
[20,405 a 23,320)
[23,320 a 26,235)
0.00
100.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
95.83
4.17
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
99.62
0.38
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
100.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Precios de Servicios Conexos RREG, RR10, y RNR10, 24 horas (BCA)
0
200
400
600
Hora
Pre
cio
[$/
MW
h]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
RREG RR10 RNR10
Descripcion Estado Localidad PML [$/MWh] Energía [$/MWh] Pérdidas [$/MWh] Congestión [$/MWh] Hora
Nodo # Observaciones # Horas # Nodos
PML MAX
PML MIN
BAJA CALIFORNIA
BAJA CALIFORNIA
ENSENADA
MEXICALI
1,173.00
126.00
1,047.49
128.93
125.21
-2.92
0.00
0.00
18
3
07SMN-115
07CPD-230
1
1
1
1
1
1
4
PML promedio, 24 horas (BCA)
0
200
400
600
800
1,000
Hora
PM
L p
rom
edio
[$/
MW
h]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
PML máximo y mínimo [$/MWh]
PML, precios de Servicios Conexos, asignación y despacho [$/MWh, MW y %]
SISTEMA INTERCONECTADO BAJA CALIFORNIA
Asignación por tipo de reserva, 24 horas (BCA)
0
100
200
300
Hora
Res
erva
s A
sgin
adas
[M
Wh]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
TE Reserva Suplementaria TE RREG
Día de operación: 20 nov 2019
Componentes del PML
Despacho y asignación por tipo de generación, 24 horas (BCA)
0
500
1,000
1,500
2,000
Hora
Solu
ció
n d
e p
ote
ncia
[M
W]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
CIL NP RN TE IMP Reserva asignada Margen de Capacidad
Despacho y asignación por tipo de generación, 30 días (BCA)
0
20,000
40,000
Fecha
Sum
a d
e so
luci
ón
de
po
tenc
ia [
MW
h]
27 oct 03 nov 10 nov 17 nov
CIL NP RN TE IMP Reserva asignada Margen de Capacidad
20/11/2019 BCA 2
1/1
Curva de oferta asignada y demanda, hora pico (BCA)
0
100
200
300
400
500
600
700
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
0 500 1,000 1,500 2,000
Demanda MDA Oferta asignada MDA
Curva de oferta asignada y demanda en la hora pico MDA, 7 días atrás (BCA)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
0 500 1,000 1,500 2,000
Demanda MDA Demanda MTR Oferta asignada MDA Oferta asignada MTR
Convergencia de PML, media móvil 7 días (BCA)
-150
-100
-50
0
50
100
150
200
(MTR
-MD
A)/
MD
A [
%]
ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019
PML promedio diario, promedio móvil 7 días (BCA)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
PM
L p
rom
edio
dia
rio
[$/
MW
h]
ene 2018 mar 2018 may 2018 jul 2018 sep 2018 nov 2018
PML PML año anterior
Energía inyectada diaria, promedio móvil 7 días (BCA)
25,000
30,000
35,000
40,000
45,000
50,000
55,000
60,000
Ener
gía
inye
ctad
a d
iari
a [M
Wh]
ene 2018 mar 2018 may 2018 jul 2018 sep 2018 nov 2018
Energía inyectada diaria Energía inyectada diaria año anterior
Tipo de Tecnología Hora Pico Proporción [%]
Ciclo Combinado
Importación
Térmica Convencional
Turbo Gas
19
19
19
19
80.00
0.00
0.00
20.00
Tipo de generación Hora Pico Capacidad Hora Pico [MW] Energía Diaria [MWh]
CIL
IMP
NP
RN
TE
19
19
19
19
19
80.40
0.00
494.10
0.06
1,771.13
1,971.29
0.00
11,874.60
301.39
39,934.68
Total 19 2,345.69 54,081.96
5
Hora
Análisis de la hora pico MDA [$/MWh, MW, MWh, y %] Unidades de Central Eléctrica despachadas parcialmente por tipo de tecnología
Capacidad y energía ofertadas por tipo de generación [4]
SISTEMA INTERCONECTADO BAJA CALIFORNIA
19
18
Análisis de largo plazo MDA [$/MWh y MW]
Análisis de la diferencia entre el MDA y el MTR [$/MWh, MW, y %]
Día de operación: 20 nov 2019
[4]. La hora pico se define como la hora con mayor demanda en el MDA para el día analizado.
Hora13 nov 2019
20/11/2019 BCS 1
1/1
Distribución de PML para el día de Operación (BCS)PrecioInicial PrecioFinal Rango Día de Operación [%] 7 días atras [%] 21 días anteriores [%] 21 días anteriores, 1 año atras [%]
-5,000.00
0.00
2,915.00
5,830.00
8,745.00
11,660.00
14,575.00
17,490.00
20,405.00
23,320.00
0.00
2,915.00
5,830.00
8,745.00
11,660.00
14,575.00
17,490.00
20,405.00
23,320.00
26,235.00
[-5,000 a 0)
[0 a 2,915)
[2,915 a 5,830)
[5,830 a 8,745)
[8,745 a 11,660)
[11,660 a 14,575)
[14,575 a 17,490)
[17,490 a 20,405)
[20,405 a 23,320)
[23,320 a 26,235)
0.00
87.50
12.50
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
66.67
33.33
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
38.34
60.33
1.34
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
57.33
42.67
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Precios de Servicios Conexos RREG, 24 horas (BCS)
0
100
200
300
400
Hora
Pre
cio
[$/
MW
h]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Descripcion Estado Localidad PML [$/MWh] Energía [$/MWh] Pérdidas [$/MWh] Congestión [$/MWh] Hora
Nodo # Observaciones # Horas # Nodos
PML MIN
PML MAX
BAJA CALIFORNIA SUR
BAJA CALIFORNIA SUR
COMONDU
LOS CABOS
1,058.00
4,393.00
1,119.77
4,224.59
-61.66
168.09
0.00
0.00
3
20
07GAO-115
07SJC-115
1
1
1
1
1
1
6
PML promedio, 24 horas (BCS)
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
Hora
PM
L p
rom
edio
[$/
MW
h]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
PML máximo y mínimo [$/MWh]
PML, precios de Servicios Conexos, asignación y despacho [$/MWh]
SISTEMA INTERCONECTADO BAJA CALIFORNIA SUR
Asignación por tipo de reserva, 24 horas (BCS)
0
20
40
60
Hora
Res
erva
s A
sgin
adas
[M
Wh]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
TE Reserva Suplementaria TE RREG
Día de operación: 20 nov 2019
Componentes del PML
Despacho y asignación por tipo de generación, 24 horas (BCS)
0
100
200
300
400
Hora
Solu
ció
n d
e p
ote
ncia
[M
W]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
CIL NP TE Reserva asignada Margen de Capacidad
Despacho y asignación por tipo de generación, 30 días (BCS)
0
5,000
10,000
Fecha
Sum
a d
e so
luci
ón
de
po
tenc
ia [
MW
h]
27 oct 03 nov 10 nov 17 nov
CIL NP TE Reserva asignada Margen de Capacidad
Precios de otros Servicios Conexos, 24 horas (BCS)
0
20
40
60
80
100
Hora
Pre
cio
[$/
MW
h]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
RR10 RNRS RRS RNR10 lim
20/11/2019 BCS 2
1/1
Curva de oferta asignada y demanda, hora pico (BCS)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
0 50 100 150 200 250 300 350 400
Demanda MDA Oferta asignada MDA
Curva de oferta asignada y demanda en la hora pico MDA, 7 días atrás (BCS)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
0 50 100 150 200 250 300 350 400
Demanda MDA Demanda MTR Oferta asignada MDA Oferta asignada MTR
Convergencia de PML, media móvil 7 días (BCS)
-20
-10
0
10
20
30
40
50
(MTR
-MD
A)/
MD
A [
%]
ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019
PML promedio diario, promedio móvil 7 días (BCS)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
PM
L p
rom
edio
dia
rio
[$/
MW
h]
ene 2018 mar 2018 may 2018 jul 2018 sep 2018 nov 2018
PML PML año anterior
Energía inyectada diaria, promedio móvil 7 días (BCS)
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
Ener
gía
inye
ctad
a d
iari
a [M
Wh]
ene 2018 mar 2018 may 2018 jul 2018 sep 2018 nov 2018
Energía inyectada diaria Energía inyectada diaria año anterior
Tipo de generación Hora Pico Capacidad Hora Pico [MW] Energía Diaria [MWh]
CIL
NP
TE
19
19
19
0.00
0.00
444.65
387.90
1.05
10,760.45
Total 19 444.65 11,149.40
Tipo de Tecnología Hora Pico Proporción [%]
Combustión Interna
Térmica Convencional
Turbo Gas
19
19
19
20.00
0.00
80.00
7
Hora
Análisis de la hora pico MDA [$/MWh, MW, MWh, y %] Unidades de Central Eléctrica despachadas parcialmente por tipo de tecnología
Capacidad y energía ofertadas por tipo de generación [4]
SISTEMA INTERCONECTADO BAJA CALIFORNIA SUR
19
19
Análisis de largo plazo MDA [$/MWh y MW]
Análisis de la diferencia entre el MDA y el MTR [$/MWh, MW, y %]
Día de operación: 20 nov 2019
[4]. La hora pico se define como la hora con mayor demanda en el MDA para el día analizado.
Hora13 nov 2019