747 420 915...el margen de capacidad para el bcs, después de considerar requerimientos de reservas,...
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3/20/2020 Reporte 1
1/1
BCS
Año actual Año anterior
260270280290300310320
Feb 28 Mar 20
BCA 0.00
BCS 0.00
SIN 0.00
BCS
0
90
180270
360
450
201
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
Año actual Año anterior
33,60634,60635,60636,60637,60638,606
Feb 28 Mar 20
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 reservas, registró un valor mínimo de 23.39% en la hora 20. El PML máximo fue $4,019/MWh en la hora 19. Se presentaron PML menores que $100/MWh en la Gerencia de Control Regional (GCR) Noroeste con un promedio de $156/MWh y un mínimo de $58/MWh en la hora 12.
El margen de capacidad para el BCA, después de considerar requerimientos de reservas, registró un valor mínimo de 21.99% en la hora 20. Las importaciones máximas asignadas fueron de 30 MW de la hora 12 a la hora 14. Las exportaciones máximas asignadas fueron de 142 MW en la hora 20. El PML máximo fue $597/MWh en la hora 20.
El margen de capacidad para el BCS, después de considerar requerimientos de reservas, registró un valor mínimo de 28.71% en la hora 20. El PML máximo fue $1,192/MWh en la hora 16.
REPORTE DIARIO DEL MERCADO DEL DÍA EN ADELANTO (MDA) Monitor Independiente del Mercado (MIM)
BCA
0
563
1,126 1,689
2,252
2,815
1,331
SIN
0
9,424
18,847 28,271
37,694
47,118
35,706
BCS
0
98
196 294
392
490
251
.
0
500
1,000
1,500
2,000
720
SIN
0
6,000
12,000 18,000
24,000
30,000
16,35938,538
747 420 915
Precio Medio Ponderado de Zona de Carga, promedio diario [$/MWh]
1,583
299
BCA
Año actual Año anterior
1,238
1,338
1,438
1,538
1,638
Feb 28 Mar 20
Día de operación: 20 mar 2020
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 (%)
BCS
SIN
BCA
20
20
20
28.71
23.39
21.99
39.50
29.28
28.14
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 marzo se presentaron 4 Estados Operativos de Alerta en Tiempo Real: 2 en la GCR Occidental, 1 en la GCR Noreste y 1 en la GCR Norte.
3/20/2020 SIN 1
1/1
Precios de Servicios Conexos RREG, 24 horas (SIN)
0
200
400
600
800
Hora
Pre
cio
[$/
MW
h]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONALDía de operación:
Distribución de PML para el día de Operación (SIN)PrecioInicial PrecioFinal Rango Día de Operación [%] 7 días atras [%] 21 días anteriores [%] 21 días anteriores, 1 año atrás [%]
-5,000.00
0.00
3,268.00
6,536.00
9,804.00
13,072.00
16,340.00
19,608.00
22,876.00
26,144.00
0.00
3,268.00
6,536.00
9,804.00
13,072.00
16,340.00
19,608.00
22,876.00
26,144.00
29,415.00
[-5,000 a 0)
[0 a 3,268)
[3,268 a 6,536)
[6,536 a 9,804)
[9,804 a 13,072)
[13,072 a 16,340)
[16,340 a 19,608)
[19,608 a 22,876)
[22,876 a 26,144)
[26,144 a 29,415)
0.00
99.95
0.05
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.01
99.93
0.05
0.00
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0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.01
99.93
0.06
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
94.91
5.08
0.00
0.01
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Asignación por tipo de reserva y tipo de generación, 24 horas (SIN)
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
2,000
Hora
Res
erva
s A
sgin
adas
[M
Wh]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
TE Reserva Suplementaria HI Reserva Suplementaria TE RREG HI RREG
Descripcion Estado Localidad PML [$/MWh]
Energía [$/MWh] Pérdidas [$/MWh] Congestión [$/MWh] Hora Nodo # Observaciones # Horas # Nodos
PML MAX
PML MIN
QUINTANA ROO
SONORA
COZUMEL
CAJEME
4,019.00
58.00
708.85
767.65
245.60
-206.39
3,064.59
-502.82
19
12
08COZ-34.5
04OVI-115
1
1
1
1
1
1
2
Despacho y asignación por tipo de generación, 24 horas (SIN)
0
20,000
40,000
Hora
Solu
ció
n d
e p
ote
ncia
[M
W]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
CIL NP RN TE HI IMP Reserva asignada Margen de Capacidad
PML promedio, 24 horas (SIN)
0
100
200
300
400
500
600
700
800
Hora
PM
L p
rom
edio
[$/
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]
23 feb 01 mar 08 mar 15 mar
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 mar 2020
Componentes del PML
Precios de otros Servicios Conexos, 24 horas (SIN)
0
10
20
30
Hora
Pre
cio
[$/M
Wh]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
RR10 RNRS RRS RNR10 lim
3/20/2020 SIN 2
1/1
Curva de oferta asignada y demanda, hora pico (SIN)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 30,000 35,000 40,000 45,000
Demanda MDA Oferta asignada MDA
Curva de oferta asignada y demanda en la hora pico MDA, 7 días atrás (SIN)
-1,000
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 30,000 35,000 40,000 45,000
Demanda MDA Demanda MTR Oferta asignada MDA Oferta asignada MTR
PML promedio diario, promedio móvil 7 días (SIN)
0
500
1,000
1,500
2,000
PM
L p
rom
edio
dia
rio
[$/
MW
h]
ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019
PML PML año anterior
13 mar 2020
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 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019
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 [
%]
may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019 ene 2020 mar 2020
Tipo de generación Hora Pico Capacidad Hora Pico [MW] Energía Diaria [MWh]
CIL
HI
IMP
NP
RN
TE
20
20
20
20
20
20
4,594.27
8,100.95
17.00
4,222.16
495.69
35,492.48
105,834.73
193,111.74
2,854.00
101,405.50
40,957.02
849,370.33
Total 20 52,922.54 1,293,533.32
Tipo de Tecnología Hora Pico Proporción [%]
Carboeléctrica
Ciclo Combinado
Combustión Interna
Importación
Térmica Convencional
Turbo Gas
20
20
20
20
20
20
8.70
73.91
0.00
4.35
8.70
4.35
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 [$/MWh, MW, y %]
[4]. La hora pico se define como la hora con mayor demanda en el MDA para el día analizado.
Día de operación: 20 mar 2020
3/20/2020 BCA 1
1/1
Precios de otros Servicios Conexos, 24 horas (BCA)
0
2
4
Hora
Pre
cio
[$/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
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
3,268.00
6,536.00
9,804.00
13,072.00
16,340.00
19,608.00
22,876.00
26,144.00
0.00
3,268.00
6,536.00
9,804.00
13,072.00
16,340.00
19,608.00
22,876.00
26,144.00
29,415.00
[-5,000 a 0)
[0 a 3,268)
[3,268 a 6,536)
[6,536 a 9,804)
[9,804 a 13,072)
[13,072 a 16,340)
[16,340 a 19,608)
[19,608 a 22,876)
[22,876 a 26,144)
[26,144 a 29,415)
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
2.09
97.91
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.80
99.20
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
50
100
150
200
Hora
Pre
cio
[$/M
Wh]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
RREG RR10 RNR10
Descripcion Estado Localidad PML [$/MWh]
Energía [$/MWh] Pérdidas [$/MWh] Congestión [$/MWh] Hora Nodo # Observaciones # Horas # Nodos
PML MAX
PML MIN
BAJA CALIFORNIA
BAJA CALIFORNIA
ENSENADA
MEXICALI
597.00
293.00
543.32
306.83
53.32
-13.46
0.00
0.00
20
1
07SMN-115
07CPD-230
1
1
1
1
1
1
4
PML promedio, 24 horas (BCA)
0
100
200
300
400
500
Hora
PM
L p
rom
edio
[$/
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
50
100
150
200
250
300
350
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 mar 2020
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]
23 feb 01 mar 08 mar 15 mar
CIL NP RN TE IMP Reserva asignada Margen de Capacidad
3/20/2020 BCA 2
1/1
Curva de oferta asignada y demanda, hora pico (BCA)
0
100
200
300
400
500
600
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600 1,800 2,000
Demanda MDA Oferta asignada MDA
Curva de oferta asignada y demanda en la hora pico MDA, 7 días atrás (BCA)
0
100
200
300
400
500
600
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600 1,800 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 [
%]
may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019 ene 2020 mar 2020
PML promedio diario, promedio móvil 7 días (BCA)
0
500
1,000
1,500
2,000
PM
L p
rom
edio
dia
rio
[$/
MW
h]
ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019
PML PML año anterior
Energía inyectada diaria, promedio móvil 7 días (BCA)
25,000
30,000
35,000
40,000
45,000
50,000
55,000
60,000
Ener
gía
inye
ctad
a d
iari
a [M
Wh]
ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019
Energía inyectada diaria Energía inyectada diaria año anterior
Tipo de Tecnología Hora Pico Proporción [%]
Ciclo Combinado
Importación
Térmica Convencional
Turbo Gas
20
20
20
20
75.00
0.00
25.00
0.00
Tipo de generación Hora Pico Capacidad Hora Pico [MW] Energía Diaria [MWh]
CIL
IMP
NP
RN
TE
20
20
20
20
20
81.73
0.00
424.40
0.00
1,940.47
1,954.59
140.00
9,974.70
317.30
44,515.00
Total 20 2,446.60 56,901.59
5
Hora
Análisis de la hora pico MDA [$/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
20
21
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 mar 2020
[4]. La hora pico se define como la hora con mayor demanda en el MDA para el día analizado.
Hora13 mar 2020
3/20/2020 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
3,268.00
6,536.00
9,804.00
13,072.00
16,340.00
19,608.00
22,876.00
26,144.00
0.00
3,268.00
6,536.00
9,804.00
13,072.00
16,340.00
19,608.00
22,876.00
26,144.00
29,415.00
[-5,000 a 0)
[0 a 3,268)
[3,268 a 6,536)
[6,536 a 9,804)
[9,804 a 13,072)
[13,072 a 16,340)
[16,340 a 19,608)
[19,608 a 22,876)
[22,876 a 26,144)
[26,144 a 29,415)
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
100.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
98.49
1.51
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Precios de Servicios Conexos RREG, 24 horas (BCS)
0
50
100
150
200
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 [$/MWh] Hora Nodo # Observaciones # Horas # Nodos
PML MAX
PML MIN
BAJA CALIFORNIA SUR
BAJA CALIFORNIA SUR
LOS CABOS
COMONDU
1,192.00
625.00
1,141.48
703.14
50.79
-78.29
0.00
0.00
16
17
07SJC-115
07GAO-115
1
1
1
1
1
1
6
PML promedio, 24 horas (BCS)
0
200
400
600
800
1,000
Hora
PM
L p
rom
edio
[$/
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]
SISTEMA INTERCONECTADO BAJA CALIFORNIA SUR
Asignación por tipo de reserva, 24 horas (BCS)
0
10
20
30
40
50
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 mar 2020
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
15,000
Fecha
Sum
a d
e so
luci
ón
de
po
tenc
ia [
MW
h]
23 feb 01 mar 08 mar 15 mar
CIL NP TE Reserva asignada Margen de Capacidad
Precios de otros Servicios Conexos, 24 horas (BCS)
0
50
100
150
200
250
Hora
Pre
cio
[$/M
Wh]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
RR10 RNRS RRS RNR10 lim
3/20/2020 BCS 2
1/1
Curva de oferta asignada y demanda, hora pico (BCS)
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
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
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
0 50 100 150 200 250 300 350 400
Demanda MDA Demanda MTR Oferta asignada MDA Oferta asignada MTR
Convergencia de PML, media móvil 7 días (BCS)
-20
-10
0
10
20
30
40
50
(MTR
-MD
A)/
MD
A [
%]
may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019 ene 2020 mar 2020
PML promedio diario, promedio móvil 7 días (BCS)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
PM
L p
rom
edio
dia
rio
[$/
MW
h]
ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019
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 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019
Energía inyectada diaria Energía inyectada diaria año anterior
Tipo de generación Hora Pico Capacidad Hora Pico [MW] Energía Diaria [MWh]
CIL
NP
TE
20
20
20
0.00
0.00
503.67
440.08
1.36
11,856.96
Total 20 503.67 12,298.40
Tipo de Tecnología Hora Pico Proporción [%]
Combustión Interna
Térmica Convencional
Turbo Gas
20
20
20
100.00
0.00
0.00
7
Hora
Análisis de la hora pico MDA [$/MWh, MW, MWh, y %] Unidades de Central Eléctrica despachadas parcialmente por tipo de tecnología
Capacidad y energía ofertadas por tipo de generación [4]
SISTEMA INTERCONECTADO BAJA CALIFORNIA SUR
20
20
Análisis de largo plazo MDA [$/MWh y MW]
Análisis de la diferencia entre el MDA y el MTR [$/MWh, MW, y %]
Día de operación: 20 mar 2020
[4]. La hora pico se define como la hora con mayor demanda en el MDA para el día analizado.
Hora13 mar 2020