6 3 7 1 , 1 2 5 4 , 3 5 7...reporte diario del mercado del dÍa en adel anto (mda) monitor...

9/15/2019 Reporte 1

1/1

BCS

Año actual Año anterior

410420430440450460470480

Aug 25 Sep 08

BCA 0.00

BCS 0.00

SIN 0.00

BCS

0

90

180270

360

450

66

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


36,48737,48738,48739,48740,48741,48742,48743,487

Aug 25 Sep 08

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 BCA, después de considerar requerimientos de reservas, registró un valor mínimo de 3.19% en la hora 21. Las importaciones máximas asignadas fueron de 372 MW a la hora 21. El margen de capacidad para el BCS, después de considerar requerimientos de reservas, registró un valor mínimo de 1.78% en la hora 22. Se presentaron PML entre $5,002/MWh y $5,283/MWh, durante 10 horas. Se presentaron PML menores a $100/MWh, durante la hora 6, en la GCR Noroeste.

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

1,898

SIN

0

9,424

18,847 28,271

37,694

47,118

32,619

BCS

0

98

196 294

392

490

390

.

0

500

1,000

1,500

2,000

167

SIN

0

6,000

12,000 18,000

24,000

30,000

16,83836,891

637 1,125 4,357

Precio Medio Ponderado de Zona de Carga, promedio diario [$/MWh]

2,174

437

BCA


2,0532,1532,2532,3532,4532,5532,653

Aug 25 Sep 08

Día de operación: 15 sep 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 (%)

BCA

BCS

SIN

21

22

22

3.19

1.78

23.27

2.39

1.95

14.70

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 14 de septiembre se presentaron 4 Estados Operativos de Alerta en Tiempo Real: 2 en la GCR Noroeste y 2 en el BCS.

9/15/2019 SIN 1

1/1

Precios de Servicios Conexos RREG, 24 horas (SIN)

0

200

400

600

800

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 PMLs 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

3,445.00

6,890.00

10,335.00

13,780.00

17,225.00

20,670.00

24,115.00

27,560.00

0.00

3,445.00

6,890.00

10,335.00

13,780.00

17,225.00

20,670.00

24,115.00

27,560.00

31,005.00

[-5,000 a 0)

[0 a 3,445)

[3,445 a 6,890)

[6,890 a 10,335)

[10,335 a 13,780)

[13,780 a 17,225)

[17,225 a 20,670)

[20,670 a 24,115)

[24,115 a 27,560)

[27,560 a 31,005)

0.00

99.91

0.09

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

99.07

0.93

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

99.43

0.56

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

95.24

4.71

0.05

0.00

0.00

0.00

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

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

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

QUINTANA ROO

NO DISPONIBLE

COZUMEL

PITIQUITO

3,999.00

2.00

869.19

510.81

250.99

-68.50

2,878.58

-439.94

22

11

08COZ-34.5

04MNV-230

1

1

1

1

1

1

2

Despacho y asignación por tipo de generación, 24 horas (SIN)

0

20,000

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

100

200

300

400

500

600

700

800

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]

Aug 18 Aug 25 Sep 01 Sep 08 Sep 15

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 %]

15 sep 2019

Componentes del PML

Precios de otros Servicios Conexos, 24 horas (SIN)

0

10

20

30

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

9/15/2019 SIN 2

1/1

Curva de oferta asignada y demanda, hora pico (SIN)

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

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 45,000

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]

Jan 2018 Mar 2018 May 2018 Jul 2018 Sep 2018 Nov 2018

PML PML año anterior

8 sep 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]

Jan 2018 Apr 2018 Jul 2018 Oct 2018

Energía inyectada diaria Energía inyectada diaria año anterior

Convergencia de PML, media móvil 7 días (SIN)

-20

-10

0

10

20

30

40

50

(MTR

-MD

A)/

MD

A [

%]

Nov 2018 Jan 2019 Mar 2019 May 2019 Jul 2019 Sep 2019

Tipo de generación Hora Pico Capacidad Hora Pico [MW] Energía Diaria [MWh]

CIL

HI

IMP

NP

RN

TE

22

22

22

22

22

22

5,706.24

9,387.44

90.00

4,410.83

380.38

30,420.32

134,580.39

221,023.56

1,092.00

102,368.51

35,117.24

727,097.16

Total 22 50,395.21 1,221,278.87

Tipo de Tecnología Hora Pico Proporción [%]

Carboeléctrica

Ciclo Combinado

Combustión Interna

Importación

Térmica Convencional

Turbo Gas

22

22

22

22

22

22

19.23

50.00

0.00

3.85

23.08

3.85

3

22

22

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.


9/15/2019 BCA 1

1/1

Precios de otros Servicios Conexos, 24 horas (BCA)

0

20

40

60

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 PMLs 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

3,445.00

6,890.00

10,335.00

13,780.00

17,225.00

20,670.00

24,115.00

27,560.00

0.00

3,445.00

6,890.00

10,335.00

13,780.00

17,225.00

20,670.00

24,115.00

27,560.00

31,005.00

[-5,000 a 0)

[0 a 3,445)

[3,445 a 6,890)

[6,890 a 10,335)

[10,335 a 13,780)

[13,780 a 17,225)

[17,225 a 20,670)

[20,670 a 24,115)

[24,115 a 27,560)

[27,560 a 31,005)

0.00

100.00

0.00

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

0.00

98.09

1.47

0.44

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

500

1,000

1,500

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


PML MAX

PML MIN

BAJA CALIFORNIA

BAJA CALIFORNIA

MEXICALI

ENSENADA

2,432.00

471.00

2,121.15

478.21

310.45

-7.46

0.00

0.00

19

8

07SAF-115

07JOV-230

1

1

1

1

1

1

4

PML promedio, 24 horas (BCA)

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


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

400

Hora

Res

erva

s A

sgin

adas

[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

TE Reserva Suplementaria TE RREG


Componentes del PML

Despacho y asignación por tipo de generación, 24 horas (BCA)

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

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

60,000

Fecha

Sum

a d

e so

luci

ón

de

po

tenc

ia [

MW

h]


CIL NP RN TE IMP Reserva asignada Margen de Capacidad

9/15/2019 BCA 2

1/1

Curva de oferta asignada y demanda, hora pico (BCA)

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

Capacidad (MW)

Pre

cio

[$/

MW

h]

0 500 1,000 1,500 2,000 2,500


Curva de oferta asignada y demanda en la hora pico MDA, 7 días atrás (BCA)

0

200

400

600

800

1,000

Capacidad (MW)

Pre

cio

[$/

MW

h]

0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000


Convergencia de PML, media móvil 7 días (BCA)

-150

-100

-50

0

50

100

150

200

(MTR

-MD

A)/

MD

A [

%]


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]



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]




Ciclo Combinado

Importación


Turbo Gas

16

16

16

16

18.18

54.55

18.18

9.09


CIL

IMP

NP

RN

TE

16

16

16

16

16

2.75

362.00

467.60

40.41

1,745.00

25.65

4,203.00

11,457.10

407.69

41,880.00

Total 16 2,617.76 57,973.44

5

Hora

Análisis de la hora pico MDA [$/MWh, MW, MWh, y %] Unidades de Central Eléctrica despachadas parcialmente por tipo de tecnología


SISTEMA INTERCONECTADO BAJA CALIFORNIA

16

16





Hora8 sep 2019

9/15/2019 BCS 1

1/1

Distribución de PMLs 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

3,445.00

6,890.00

10,335.00

13,780.00

17,225.00

20,670.00

24,115.00

27,560.00

0.00

3,445.00

6,890.00

10,335.00

13,780.00

17,225.00

20,670.00

24,115.00

27,560.00

31,005.00

[-5,000 a 0)

[0 a 3,445)

[3,445 a 6,890)

[6,890 a 10,335)

[10,335 a 13,780)

[13,780 a 17,225)

[17,225 a 20,670)

[20,670 a 24,115)

[24,115 a 27,560)

[27,560 a 31,005)

0.00

8.93

91.07

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

16.82

83.18

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

19.26

80.55

0.19

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

43.84

56.16

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

Precios de Servicios Conexos RREG, 24 horas (BCS)

0

200

400

600

800

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


PML MAX

PML MIN

BAJA CALIFORNIA SUR

BAJA CALIFORNIA SUR

LOS CABOS

COMONDU

5,283.00

2,001.00

5,096.92

2,226.06

186.46

-224.83

0.00

0.00

24

9

07SJC-115

07GAO-115

1

1

1

1

1

1

6

PML promedio, 24 horas (BCS)

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

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, 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

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

TE Reserva Suplementaria TE RREG


Componentes del PML

Despacho y asignación por tipo de generación, 24 horas (BCS)

0

200

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]


CIL NP TE Reserva asignada Margen de Capacidad

Precios de otros Servicios Conexos, 24 horas (BCS)

0

50

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

9/15/2019 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]

0 100 200 300 400 500


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

7,000

Capacidad (MW)

Pre

cio

[$/

MW

h]

0 100 200 300 400 500


Convergencia de PML, media móvil 7 días (BCS)

-20

-10

0

10

20

30

40

50

(MTR

-MD

A)/

MD

A [

%]


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]



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]




CIL

NP

TE

22

22

22

0.00

0.00

511.93

321.10

0.98

12,195.17

Total 22 511.93 12,517.25


Combustión Interna


Turbo Gas

22

22

22

0.00

0.00

100.00

7

Hora

Análisis de la hora pico MDA [$/MWh, MW, MWh, y %] Unidades de Central Eléctrica despachadas parcialmente por tipo de tecnología


SISTEMA INTERCONECTADO BAJA CALIFORNIA SUR

22

22





Hora8 sep 2019

6 3 7 1 , 1 2 5 4 , 3 5 7...reporte diario del mercado del dÍa en adel anto (mda) monitor...

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