reporte semanal del mercado eléctrico mayorista · 2019-11-12 · 3. salida de emergencia de una...

2018.10

Reporte Semanal del Mercado Eléctrico Mayorista

Versión Elaboró/Revisó

2018.10/1.0 BCF / FSD

Sistema Interconectado Nacional

04 al 10 de marzo del 2018

Dirección de Administración del Mercado Subdirección de Operación del Mercado Unidad de MDA y MTR

1

Puntos Relevantes del Mercado

• El PML promedio para el MDA, fue de 1,221.43 $/MWh. Los PMLs máximo y

mínimo en el MDA fueron 5,693.27 $/MWh y 376.09 $/MWh, los cuales se

presentaron en los nodos 08XLC-115 y 04MZD-230, respectivamente.

• El precio promedio en Nodos Distribuidos para el MDA fue de 1,243.72 $/MWh.

Los precios máximo y mínimo en Nodos Distribuidos fueron 5,580.03 $/MWh y

395.25 $/MWh, los cuales se presentaron en las Zonas de Carga Riviera Maya y

Juarez, respectivamente.

• La demanda máxima pronosticada para el MDA se presentó el día martes con un

valor de 36,535.68 MW, y la demanda mínima se presentó el día domingo con un

valor de 24,630.32 MW.

• De la totalidad de la energía despachada en el MDA, 67.84% proviene de

Centrales Térmicas, 16.25% se abastece de Centrales con Contratos de

Interconexión Legados, 7.43% proviene de Centrales No Despachables, 7.38%

proviene de Centrales Hidroeléctricas y el 1.10% restante, es obtenida a través de

Centrales Renovables.

• La disponibilidad de Ofertas presentadas en el MDA proviene de: oferta Térmica

61.61%, oferta Hidroeléctrica 20.33%, Oferta CIL 11.84%, Oferta No Despachable

5.42% y Oferta Renovable 0.80%. La máxima capacidad ofertada de esta semana

fue de 46,598 MW.

• El Costo de Oportunidad promedio para el MDA fue de 1,806.12 $/MWh. Los

Costos de Oportunidad máximo y mínimo fueron de 2,152.28 $/MWh y 1,176.49

$/MWh, los cuales se presentaron en los embalses La Yesca y El Fuerte,

respectivamente.

• Los cuatro principales enlaces congestionados en el MDA fueron: 6-02 ENL NES

CID-LAA USA, _0-22 ENL HERMOSILLO-SIN, 6-4 ENL VDG-RAP y 6-01 ENL

NES PNE-EAP USA. Los costos marginales promedio de los enlaces fueron:

422.45 $/MWh, 417.70 $/MWh, 1,181.79 $/MWh y 577.93 $/MWh,

respectivamente.

• Los precios máximos y mínimos de los Servicios Conexos, así como el monto de

la reserva asignada, fueron:

o Zona 1.

Precios (Max – Min) $/MW-h MW Asignados (Max – Min) Tipo de Reserva

1,193.58 – 21.91 193.00 – 134.00 Regulación

1,188.10 – 11.21 370.00 – 189.00 10 minutos

o Zona 2.


2,122.75 – 16.39 102.00 – 66.00 Regulación

341.56 – 7.15 189.20 – 97.00 10 minutos

http://www.cenace.gob.mx/Index.aspx


2

o Zona 3.


1,780.78 – 28.98 131.00 – 90.00 Regulación

1,427.29 – 6.10 209.00 – 123.00 10 minutos

o Zona 4.


1,666.56 – 10.02 19.00 – 4.00 Regulación

533.42 – 5.99 52.80 – 28.60 10 minutos

Tabla 1. Novedades Relevantes del Mercado Fecha del evento Descripción

04 de marzo Indisponibilidad por un total de 762 MW, derivado de: 1. Salida de tres unidades térmicas para mantenimiento, todas

correspondientes a la Gerencia de Control Regional Central. 2. Salida de emergencia de tres unidades térmicas, una unidad por falla en

controlador del sistema de excitación, y dos unidades para revisión por disparo, todas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Occidental.

3. Salida de emergencia de una unidad térmica al estar realizando pruebas de “interlock”, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Noreste.

4. Salida de emergencia de una unidad térmica por falla en módulo de sistema de aire-combustible, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Peninsular.

05 de marzo Indisponibilidad por un total de 1,671 MW, derivado de: 1. Salida de emergencia de dos unidades térmicas, una unidad por restricción

de combustible, y otra unidad para limpieza de malla en casa de filtros. Salida de dos unidades hidráulicas para mantenimiento. Todas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Central.

2. Salida de emergencia de una unidad térmica por calentamiento en cámara de combustión, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Oriental.

3. Salida de emergencia de una unidad térmica por falsa señal de válvula de turbina, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Occidental.

4. Salida de emergencia de dos unidades térmicas, una unidad por problema en servo-válvula, y otra unidad por falla en ventilador de aire primario. Salida de una unidad térmica para mantenimiento. Todas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Noreste.

06 de marzo Indisponibilidad por un total de 2,151 MW, derivado de: 1. Salida de una unidad hidráulica para mantenimiento, correspondiente a la

Gerencia de Control Regional Oriental. 2. Salida de emergencia de una unidad térmica por restricción de combustible,

correspondiente a la Gerencia de Control Regional Occidental. 3. Salida de emergencia de tres unidades térmicas por restricción de

combustible, todas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Noroeste.

4. Salida de emergencia de cinco unidades térmicas, una unidad por falsa señal en turbina, una unidad por alto nivel de aceite de auto paro, una unidad por falla en válvula de línea de combustible, una unidad para cambio de fusible de transformador de potencia de equipos auxiliares, y otra unidad por falla en sistema de lubricación, todas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Noreste.



3

07 de marzo Indisponibilidad por un total de 645 MW, derivado de: 1. Salida de emergencia de una unidad térmica por restricción de combustible,

correspondiente a la Gerencia de Control Regional Noroeste. 2. Salida de emergencia de tres unidades térmicas para inspección de calderas,

lavado en frío de turbinas e instalación de nuevo transformador, todas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Noreste.

08 de marzo Indisponibilidad por un total de 1,720 MW, derivado de: 1. Salida de emergencia de una unidad térmica para revisión por disparo,

correspondiente a la Gerencia de Control Regional Central. 2. Salida de emergencia de una unidad térmica por tubos rotos en

economizador, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Occidental.

3. Salida de emergencia de dos unidades térmicas, una unidad para calibración del gobernador de combustible, y otra unidad por tubos rotos en generador de vapor. Salida de una unidad térmica para mantenimiento. Todas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Noroeste.

4. Salida de emergencia de cuatro unidades térmicas por restricción de combustible, todas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Noreste.

5. Salida de emergencia de cuatro unidades térmicas, dos unidades por alarma de diferencial de temperatura en combustores, y dos unidades para revisión por disparo, todas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Peninsular.

09 de marzo Indisponibilidad por un total de 1,772 MW, derivado de: 1. Salida de emergencia de dos unidades térmicas por restricción de

combustible, ambas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Central.

2. Salida de emergencia de dos unidades térmicas, una unidad por fuga en cabezal inferior del generador de vapor, y otra unidad para cambio y limpieza de filtros, ambas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Oriental.

3. Salida de emergencia de cuatro unidades térmicas, una unidad por falsa señal en transductor de voltaje, una unidad por fuga en evaporador, una unidad por falla a tierra del generador eléctrico, y otra unidad por altas vibraciones, todas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Noreste.

10 de marzo Indisponibilidad por un total de 400 MW, derivado de: 1. Salida de emergencia de una unidad térmica por restricción de combustible,

correspondiente a la Gerencia de Control Regional Central. 2. Salida de emergencia de una unidad térmica por alto consumo de agua de

repuesto de ciclo, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Noreste.



4

Figura 1. Precio Marginal Local Promedio.

Figura 2. Demanda y Generación por Tipo de Oferta.

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22

Domingo 04 de marzo

Lunes 05 de marzo

Martes 06 de marzo

Miércoles 07 de marzo

Jueves 08 de marzo

Viernes 09 de marzo

Sábado 10 de marzo

$/M

Wh

Min-Max Prom

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22

Domingo 04 de marzo

Lunes 05 de marzo

Martes 06 de marzo


Jueves 08 de marzo

Viernes 09 de marzo

Sábado 10 de marzo

MW

ND RN CIL CC TE TG TE-IM HI Demanda



5

Figura 3. Precios Promedio en Nodos Distribuidos Representativos.

Figura 4. Precio Promedio Semanal en Nodos Distribuidos.

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22

Domingo 04 de marzo

Lunes 05 de marzo

Martes 06 de marzo


Jueves 08 de marzo

Viernes 09 de marzo

Sábado 10 de marzo

$/M

Wh

Min-Max Juarez CDMX Monterrey Guadalajara Hermosillo Chetumal Riviera Maya

Dirección de Administración del Mercado

Subdirección de Operación de Mercado

Unidad de MDA y MTR

Zona de Precio Máximo Mínimo

TEHUACAN RIVIERA MAYA NOGALES

889.17$ 1,692.35$ 847.57$

Fecha Hora PML

29/01/2016 1 MITIGADOS

1,692$ 1

1,523$ 2

1,439$ 3

1,354$ 4

1,270$ 5

1,185$ 6

1,101$ 7

1,017$ 8

932$ 9

848$ #

MOSTRAR



6

Figura 5. Costos de Oportunidad y Energía Hidro Máxima Diaria por Embalse.

Figura 6. Costos de Oportunidad y Energía Hidro Máxima Diaria por Embalse (continuación).

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

CR

L

INF

VIL

AN

G

MM

T

MPS

PEA

AG

M

CJN LY

E

CR

L

INF

VIL

AN

G

MM

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MPS

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M

CJN LY

E

CR

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INF

VIL

AN

G

MM

T

MPS

PEA

AG

M

CJN LY

E

CR

L

INF

VIL

AN

G

MM

T

MPS

PEA

AG

M

CJN LY

E

CR

L

INF

VIL

AN

G

MM

T

MPS

PEA

AG

M

CJN LY

E

CR

L

INF

VIL

AN

G

MM

T

MPS

PEA

AG

M

CJN LY

E

CR

L

INF

VIL

AN

G

MM

T

MPS

PEA

AG

M

CJN LY

E

Balsas Grijalva Santiago Balsas Grijalva Santiago Balsas Grijalva Santiago Balsas Grijalva Santiago Balsas Grijalva Santiago Balsas Grijalva Santiago Balsas Grijalva Santiago

Domingo 04 de marzo

Lunes 05 de marzo

Martes 06 de marzo


Jueves 08 de marzo

Viernes 09 de marzo

Sábado 10 de marzo

GW

h

$/M

Wh

Costo de Oportunidad Energía Máxima

0

1

2

3

4

5

6

7

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

Fuer

te -

EF

U

Fuer

te -

HTS

Yaq

ui -

NV

L

Ap

ulc

o -

MZT

Pap

alo

apan

- T

MU

Moc

tezu

ma

- Z

MN

Fuer

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EF

U

Fuer

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HTS

Yaq

ui -

NV

L

Ap

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o -

MZT

Pap

alo

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- T

MU

Moc

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ma

- Z

MN

Fuer

te -

EF

U

Fuer

te -

HTS

Yaq

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NV

L

Ap

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o -

MZT

Pap

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MU

Moc

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ma

- Z

MN

Fuer

te -

EF

U

Fuer

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HTS

Yaq

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NV

L

Ap

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o -

MZT

Pap

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MU

Moc

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ma

- Z

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Fuer

te -

EF

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HTS

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L

Ap

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o -

MZT

Pap

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- Z

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Fuer

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L

Ap

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o -

MZT

Pap

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MU

Moc

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ma

- Z

MN

Fuer

te -

EF

U

Fuer

te -

HTS

Yaq

ui -

NV

L

Ap

ulc

o -

MZT

Pap

alo

apan

- T

MU

Moc

tezu

ma

- Z

MN

Domingo 04 de marzo

Lunes 05 de marzo

Martes 06 de marzo


Jueves 08 de marzo

Viernes 09 de marzo

Sábado 10 de marzo

GW

h

$/M

Wh

Costo de Oportunidad Energía Máxima



7

Figura 7. Capacidad Ofertada y Capacidad Despachada por Tipo de Oferta.

Figura 8. Enlaces de Transmisión Congestionados MDA.

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22

Domingo 04 de marzo

Lunes 05 de marzo

Martes 06 de marzo


Jueves 08 de marzo

Viernes 09 de marzo

Sábado 10 de marzo

MW

h

Disponible CIL CIL - RE HI ND RN RN - PEE TE TE - PEE

6-02 ENLNES CID-LAA

USA

_0-22 ENLHERMOSILL

O-SIN

6-4 ENLVDG-RAP

6-01 ENLNES PNE-EAP USA

6-03 ENLNES CUF-RRD USA

4-4 PGD-EPM

2-8 ENLOCC-ORI

8-01 ENLPEN-BEL

_0-16MALPASOD

OS-TABASCO

2-5 ATS MFA400/230

Frecuencia 95 74 33 30 25 15 7 3 2 1

CMg Prom($/MWh)

422.45 417.70 1,181.79 577.93 140.08 199.18 612.77 953.69 432.46 2,466.26

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

$/M

Wh

FREC

UEN

CIA



8

Figura 9. Servicios Conexos (Zona 1).

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

0

50

100

150

200

250

1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922

Domingo 04 de marzo

Lunes 05 de marzo

Martes 06 de marzo


Jueves 08 de marzo

Viernes 09 de marzo

Sábado 10 de marzo

$/M

W

MW

Reserva de Regulación

Req (MW) Precio

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

0

50

100

150

200

250

300

350

400

1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922

Domingo 04 de marzo

Lunes 05 de marzo

Martes 06 de marzo


Jueves 08 de marzo

Viernes 09 de marzo

Sábado 10 de marzo

$/M

W

MW

Reserva Rodante de 10 min

Req (MW) Precio



9


0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

0

20

40

60

80

100

120

1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922

Domingo 04 de marzo

Lunes 05 de marzo

Martes 06 de marzo


Jueves 08 de marzo

Viernes 09 de marzo

Sábado 10 de marzo

$/M

W

MW


Req (MW) Precio

0

50

100

150

200

250

300

350

400

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922

Domingo 04 de marzo

Lunes 05 de marzo

Martes 06 de marzo


Jueves 08 de marzo

Viernes 09 de marzo

Sábado 10 de marzo

$/M

W

MW


Req (MW) Precio



10


0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

0

20

40

60

80

100

120

140

1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922

Domingo 04 de marzo

Lunes 05 de marzo

Martes 06 de marzo


Jueves 08 de marzo

Viernes 09 de marzo

Sábado 10 de marzo

$/M

W

MW


Req (MW) Precio

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

0

50

100

150

200

250

1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922

Domingo 04 de marzo

Lunes 05 de marzo

Martes 06 de marzo


Jueves 08 de marzo

Viernes 09 de marzo

Sábado 10 de marzo

$/M

W

MW


Req (MW) Precio



11


0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922

Domingo 04 de marzo

Lunes 05 de marzo

Martes 06 de marzo


Jueves 08 de marzo

Viernes 09 de marzo

Sábado 10 de marzo

$/M

W

MW


Req (MW) Precio

0

100

200

300

400

500

600

0

10

20

30

40

50

60

1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922

Domingo 04 de marzo

Lunes 05 de marzo

Martes 06 de marzo


Jueves 08 de marzo

Viernes 09 de marzo

Sábado 10 de marzo

$/M

W

MW


Req (MW) Precio



12

Figura 13. Costo Unitario de Servicios Conexos para Entidades Responsables de Carga (Zona 1).


0

5

10

15

20

25

30

35

40

1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22

Domingo 04 de marzo

Lunes 05 de marzo

Martes 06 de marzo


Jueves 08 de marzo

Viernes 09 de marzo

Sábado 10 de marzo

$/M

Wh

Zona 1

Reserva de Regulación Reserva Rodante de 10 min Reserva No Rodante de 10 min Reserva Suplementaria

0

5

10

15

20

25

30

35

1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22

Domingo 04 de marzo

Lunes 05 de marzo

Martes 06 de marzo


Jueves 08 de marzo

Viernes 09 de marzo

Sábado 10 de marzo

$/M

Wh

Zona 2




13



0

10

20

30

40

50

60

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1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22

Domingo 04 de marzo

Lunes 05 de marzo

Martes 06 de marzo


Jueves 08 de marzo

Viernes 09 de marzo

Sábado 10 de marzo

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Zona 3


0

5

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1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22

Domingo 04 de marzo

Lunes 05 de marzo

Martes 06 de marzo


Jueves 08 de marzo

Viernes 09 de marzo

Sábado 10 de marzo

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Zona 4



reporte semanal del mercado eléctrico mayorista · 2019-11-12 · 3. salida de emergencia de una...

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