1,176 994 4,834...Operativo de Emergencia en la Zona Riviera Maya, por falla en el enlace Playa del...
7
21/10/2019 Reporte 1 1/1 BCS 369 389 409 429 449 469 25 jun 16 jul Año actual Año anterior BCA 0.00 BCS 0.00 SIN 0.00 BCS 0 90 180 270 360 450 25 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 36,801 37,801 38,801 39,801 40,801 41,801 42,801 25 jun 16 jul 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 BCA, después de considerar requerimientos de reservas, registró un valor mínimo de 1.92% en la hora 21. Las importaciones máximas asignadas fueron de 333 MW durante la hora 16. El margen de capacidad para el BCS, después de considerar requerimientos de reserva, registró un valor mínimo de 0.02% en la hora 17. Se presentaron PML entre $5,015/MWh y $5,633/MWh en el 92% de sus nodos durante 10 horas. Se presentó PML de $10,000/MWh en el nodo 08BEL-115 de la Gerencia de Control Regional (GCR) Peninsular durante la hora 7 como resultado de transacciones internacionales con Belice. El 15 de julio se presentaron 10 Estados Operativos de Alerta en Tiempo Real: 3 en la GCR Noroeste, 2 en la GCR Norte, 2 en la GCR Noreste, 1 en la GCR Oriental, 1 en la GCR Peninsular y 1 en el BCS, El 15 de julio, de las 00:14 h a las 00:55 h, la GCR Peninsular, del Sistema Interconectado Nacional, estuvo en Estado Operativo de Emergencia en la Zona Riviera Maya, por falla en el enlace Playa del Carmen L-53170-Chankanaab Dos y tener afectación de carga en la Isla de Cozumel. Enlace El 15 de julio, de las 17:29 h a las 19:26 h, se declaró el BCS en Estado Operativo de Emergencia por contar con un margen de reserva operativo menor al requerido para soportar la contingencia sencilla. Enlace REPORTE DIARIO DEL MERCADO DEL DÍA EN ADELANTO (MDA) Monitor Independiente del Mercado (MIM) BCA 0 563 1,126 1,689 2,252 2,815 2,313 SIN 0 9,424 18,847 28,271 37,694 47,118 40,545 BCS 0 98 196 294 392 490 413 . 0 500 1,000 1,500 2,000 178 SIN 0 6,000 12,000 18,000 24,000 30,000 7,930 43,870 1,176 994 4,834 Precio Medio Ponderado de Zona de Carga, promedio diario [$/MWh] 2,658 469 BCA 1,956 2,056 2,156 2,256 2,356 2,456 2,556 25 jun 16 jul Año actual Año anterior Día de operación: 16 jul 2019 MW MW MW MW MW MW 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 17 22 1.92 0.02 9.08 3.83 4.56 12.95 Generación CIL - Contrato de Interconexión Legado HI - Hidroeléctrica IMP - Importación NP - No Programable Glosario de términos RN - Renovable TE - Térmica Servicios Conexos RREG - Reserva de Regulación Secundaria de Frecuencia RR10 - Reserva Rodante de 10 Minutos RNR10 - Reserva No Rodante de 10 Minutos RRS - Reserva Rodante Suplementaria RNRS - 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
Transcript of 1,176 994 4,834...Operativo de Emergencia en la Zona Riviera Maya, por falla en el enlace Playa del...
21/10/2019 Reporte 1
1/1
BCS
369389409429449469
25 jun 16 jul
Año actual Año anterior
BCA 0.00
BCS 0.00
SIN 0.00
BCS
0
90
180270
360
450
25
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
36,80137,80138,80139,80140,80141,80142,801
25 jun 16 jul
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 BCA, después de considerar requerimientos de reservas, registró un valor mínimo de
1.92% en la hora 21. Las importaciones máximas asignadas fueron de 333 MW durante la hora 16.
El margen de capacidad para el BCS, después de considerar requerimientos de reserva, registró un valor mínimo de
0.02% en la hora 17. Se presentaron PML entre $5,015/MWh y $5,633/MWh en el 92% de sus nodos durante 10 horas.
Se presentó PML de $10,000/MWh en el nodo 08BEL-115 de la Gerencia de Control Regional (GCR) Peninsular
durante la hora 7 como resultado de transacciones internacionales con Belice.
El 15 de julio se presentaron 10 Estados Operativos de Alerta en Tiempo Real: 3 en la GCR Noroeste, 2 en la GCR
Norte, 2 en la GCR Noreste, 1 en la GCR Oriental, 1 en la GCR Peninsular y 1 en el BCS,
El 15 de julio, de las 00:14 h a las 00:55 h, la GCR Peninsular, del Sistema Interconectado Nacional, estuvo en Estado
Operativo de Emergencia en la Zona Riviera Maya, por falla en el enlace Playa del Carmen L-53170-Chankanaab Dos
y tener afectación de carga en la Isla de Cozumel. Enlace
El 15 de julio, de las 17:29 h a las 19:26 h, se declaró el BCS en Estado Operativo de Emergencia por contar con un
margen de reserva operativo menor al requerido para soportar la contingencia sencilla. Enlace
REPORTE DIARIO DEL MERCADO DEL DÍA EN ADELANTO (MDA) Monitor Independiente del Mercado (MIM)
BCA
0
563
1,126 1,689
2,252
2,815
2,313
SIN
0
9,424
18,847 28,271
37,694
47,118
40,545
BCS
0
98
196 294
392
490
413
.
0
500
1,000
1,500
2,000
178
SIN
0
6,000
12,000 18,000
24,000
30,000
7,93043,870
1,176 994 4,834
Precio Medio Ponderado de Zona de Carga, promedio diario [$/MWh]
2,658
469
BCA
1,9562,0562,1562,2562,3562,4562,556
25 jun 16 jul
Año actual Año anterior
Día de operación: 16 jul 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
17
22
1.92
0.02
9.08
3.83
4.56
12.95
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
21/10/2019 SIN 1
1/1
Precios de Servicios Conexos RREG, 24 horas (SIN)
0
500
1,000
Hora
Pre
cio
[$/
MW
h]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONALDía de operación:
Distribución de PMLs para el día de operación (SIN)PrecioInicial PrecioFinal Rango Día de operación [%] 7 días atras [%] 21 días anteriores [%] 21 días anteriores, 1 año atrás [%]
-5,000.00
0.00
2,562.00
5,124.00
7,686.00
10,248.00
12,810.00
15,372.00
17,934.00
20,496.00
0.00
2,562.00
5,124.00
7,686.00
10,248.00
12,810.00
15,372.00
17,934.00
20,496.00
23,055.00
[-5,000 a 0)
[0 a 2,562)
[2,562 a 5,124)
[5,124 a 7,686)
[7,686 a 10,248)
[10,248 a 12,810)
[12,810 a 15,372)
[15,372 a 17,934)
[17,934 a 20,496)
[20,496 a 23,055)
0.00
99.24
0.75
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
94.51
5.04
0.45
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
97.66
2.03
0.28
0.01
0.00
0.01
0.00
0.00
0.00
0.00
86.45
13.23
0.30
0.01
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Asignación por tipo de reserva y tipo de generación, 24 horas (SIN)
0
500
1,000
1,500
2,000
Hora
Res
erva
s A
sgin
adas
[M
W]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
TE Reserva Suplementaria HI Reserva Suplementaria TE RREG HI RREG
Descripcion Estado Localidad PML [$/MWh] Energía [$/MWh] Pérdidas [$/MWh] Congestión [$/MWh] Hora Nodo # Observaciones # Horas # Nodos
PML MAX
PML MIN
QUINTANA ROO
SONORA
CHETUMAL
PITIQUITO
10,000.00
240.00
1,019.98
1,114.51
293.48
-64.54
8,686.54
-810.24
7
12
08BEL-115
04MNV-230
1
1
1
1
1
1
2
Despacho y asignación por tipo de generación, 24 horas (SIN)
0
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
Hora
Solu
ció
n d
e p
ote
ncia
[M
W]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
CIL NP RN TE HI IMP Reserva asignada Margen de Capacidad
PML promedio, 24 horas (SIN)
0
200
400
600
800
1,000
1,200
Hora
PM
L p
rom
edio
[$/
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]
16 jun 23 jun 30 jun 07 jul 14 jul
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 %]
16 jul 2019
Componentes del PML
Precios de otros Servicios Conexos, 24 horas (SIN)
0
10
20
30
40
Hora
Pre
cio
[$/
MW
h]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
RR10 RNRS RRS RNR10 lim
21/10/2019 SIN 2
1/1
Curva de oferta asignada y demanda, hora pico (SIN)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
0 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000
Demanda MDA Oferta asignada MDA
Curva de oferta asignada y demanda en la hora pico MDA, 7 días atrás (SIN)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
0 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000
Demanda MDA Demanda MTR Oferta asignada MDA Oferta asignada MTR
PML promedio diario, promedio móvil 7 días (SIN)
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
PM
L p
rom
edio
dia
rio
[$/
MW
h]
ene 2018 mar 2018 may 2018 jul 2018 sep 2018 nov 2018
PML PML año anterior
9 jul 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
50
(MTR
-MD
A)/
MD
A [
%]
sep 2018 nov 2018 ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019
Tipo de generación Hora Pico Capacidad Hora Pico [MW] Energía Diaria [MWh]
CIL
HI
IMP
NP
RN
TE
17
17
17
17
17
17
6,300.06
9,119.24
1.00
3,325.15
2,811.62
29,883.16
144,788.85
218,437.76
4,565.00
81,448.89
35,763.44
719,456.10
Total 17 51,440.23 1,204,460.04
Tipo de Tecnología Hora Pico Proporción [%]
Carboeléctrica
Ciclo Combinado
Combustión Interna
Importación
Térmica Convencional
Turbo Gas
17
17
17
17
17
17
28.57
14.29
0.00
7.14
50.00
0.00
3
17
17
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 [$/MWh, MW, y %]
[4]. La hora pico se define como la hora con mayor demanda en el MDA para el día analizado.
Día de operación: 16 jul 2019
21/10/2019 BCA 1
1/1
Precios de otros Servicios Conexos, 24 horas (BCA)
0
20
40
60
80
100
Hora
Pre
cio
[$/
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
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
2,562.00
5,124.00
7,686.00
10,248.00
12,810.00
15,372.00
17,934.00
20,496.00
0.00
2,562.00
5,124.00
7,686.00
10,248.00
12,810.00
15,372.00
17,934.00
20,496.00
23,055.00
[-5,000 a 0)
[0 a 2,562)
[2,562 a 5,124)
[5,124 a 7,686)
[7,686 a 10,248)
[10,248 a 12,810)
[12,810 a 15,372)
[15,372 a 17,934)
[17,934 a 20,496)
[20,496 a 23,055)
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
0.19
99.55
0.20
0.06
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.76
83.37
7.94
3.77
0.37
0.92
2.87
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
[$/
MW
h]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
RREG RR10 RNR10
Descripcion Estado Localidad PML [$/MWh] Energía [$/MWh] Pérdidas [$/MWh] Congestión [$/MWh] Hora
Nodo # Observaciones # Horas # Nodos
PML MAX
PML MIN
BAJA CALIFORNIA
BAJA CALIFORNIA
MEXICALI
ENSENADA
2,545.00
309.00
2,217.90
312.63
326.72
-3.37
0.00
0.00
20
7
07SAF-115
07JOV-230
1
1
1
1
1
1
4
PML promedio, 24 horas (BCA)
0
500
1,000
1,500
2,000
Hora
PM
L p
rom
edio
[$/
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 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
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
Día de operación: 16 jul 2019
Componentes del PML
Despacho y asignación por tipo de generación, 24 horas (BCA)
0
1,000
2,000
3,000
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
60,000
Fecha
Sum
a d
e so
luci
ón
de
po
tenc
ia [
MW
h]
16 jun 23 jun 30 jun 07 jul 14 jul
CIL NP RN TE IMP Reserva asignada Margen de Capacidad
21/10/2019 BCA 2
1/1
Curva de oferta asignada y demanda, hora pico (BCA)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500
Demanda MDA Oferta asignada MDA
Curva de oferta asignada y demanda en la hora pico MDA, 7 días atrás (BCA)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000
Demanda MDA Demanda MTR Oferta asignada MDA Oferta asignada MTR
Convergencia de PML, media móvil 7 días (BCA)
-140
-120
-100
-80
-60
-40
-20
0
20
40
60
(MTR
-MD
A)/
MD
A [
%]
sep 2018 nov 2018 ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 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
[$/
MW
h]
ene 2018 mar 2018 may 2018 jul 2018 sep 2018 nov 2018
PML PML año anterior
Energía inyectada diaria, promedio móvil 7 días (BCA)
25,000
30,000
35,000
40,000
45,000
50,000
55,000
60,000
Ener
gía
inye
ctad
a d
iari
a [M
Wh]
ene 2018 mar 2018 may 2018 jul 2018 sep 2018 nov 2018
Energía inyectada diaria Energía inyectada diaria año anterior
Tipo de Tecnología Hora Pico Proporción [%]
Ciclo Combinado
Importación
Térmica Convencional
Turbo Gas
16
16
16
16
41.67
41.67
16.67
0.00
Tipo de generación Hora Pico Capacidad Hora Pico [MW] Energía Diaria [MWh]
CIL
IMP
NP
RN
TE
16
16
16
16
16
80.40
333.00
556.93
41.20
2,067.00
1,934.52
3,258.00
12,910.02
452.44
49,505.00
Total 16 3,078.53 68,059.98
5
Hora
Análisis de la hora pico MDA [$/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
16
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: 16 jul 2019
[4]. La hora pico se define como la hora con mayor demanda en el MDA para el día analizado.
Hora9 jul 2019
21/10/2019 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
2,562.00
5,124.00
7,686.00
10,248.00
12,810.00
15,372.00
17,934.00
20,496.00
0.00
2,562.00
5,124.00
7,686.00
10,248.00
12,810.00
15,372.00
17,934.00
20,496.00
23,055.00
[-5,000 a 0)
[0 a 2,562)
[2,562 a 5,124)
[5,124 a 7,686)
[7,686 a 10,248)
[10,248 a 12,810)
[12,810 a 15,372)
[15,372 a 17,934)
[17,934 a 20,496)
[20,496 a 23,055)
0.00
0.00
69.35
30.65
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
3.62
86.26
10.13
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
1.90
98.10
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
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 [$/MWh] Hora
Nodo # Observaciones # Horas # Nodos
PML MAX
PML MIN
BAJA CALIFORNIA SUR
BAJA CALIFORNIA SUR
LOS CABOS
COMONDU
5,633.00
3,759.00
5,450.54
4,201.66
182.19
-443.02
0.00
0.00
23
13
07SNT-115
07GAO-115
1
1
1
1
1
1
6
PML promedio, 24 horas (BCS)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
Hora
PM
L p
rom
edio
[$/
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 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
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
Día de operación: 16 jul 2019
Componentes del PML
Despacho y asignación por tipo de generación, 24 horas (BCS)
0
100
200
300
400
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 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]
16 jun 23 jun 30 jun 07 jul 14 jul
CIL NP TE Reserva asignada Margen de Capacidad
Precios de otros Servicios Conexos, 24 horas (BCS)
0
50
100
Hora
Pre
cio
[$/
MW
h]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
RR10 RNRS RRS RNR10 lim
21/10/2019 BCS 2
1/1
Curva de oferta asignada y demanda, hora pico (BCS)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
0 100 200 300 400 500
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
[$/
MW
h]
0 100 200 300 400 500
Demanda MDA Demanda MTR Oferta asignada MDA Oferta asignada MTR
Convergencia de PML, media móvil 7 días (BCS)
-15
-10
-5
0
5
10
15
20
25
30
(MTR
-MD
A)/
MD
A [
%]
sep 2018 nov 2018 ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019
PML promedio diario, promedio móvil 7 días (BCS)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
PM
L p
rom
edio
dia
rio
[$/
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
17
17
17
36.93
0.06
463.55
398.84
1.50
11,358.05
Total 17 500.54 11,758.39
Tipo de Tecnología Hora Pico Proporción [%]
Combustión Interna
Térmica Convencional
Turbo Gas
17
17
17
0.00
0.00
100.00
7
Hora
Análisis de la hora pico MDA [$/MWh, MW, MWh, y %] Unidades de Central Eléctrica despachadas parcialmente por tipo de tecnología
Capacidad y energía ofertadas por tipo de generación [4]
SISTEMA INTERCONECTADO BAJA CALIFORNIA SUR
17
17
Análisis de largo plazo MDA [$/MWh y MW]
Análisis de la diferencia entre el MDA y el MTR [$/MWh, MW, y %]
Día de operación: 16 jul 2019
[4]. La hora pico se define como la hora con mayor demanda en el MDA para el día analizado.
Hora9 jul 2019
