2. NuevoReporteDiario respaldo20200420 · May 01 May 22 1 Precio Marginal Local (PML) promedio por...

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22/5/2020 Reporte 1 1/1 BCS Año actual Año anterior 261 271 281 291 301 311 321 May 01 May 22 BCA 0.00 BCS 0.00 SIN 0.00 BCS 0 90 180 270 360 450 212 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 32,820 34,820 36,820 38,820 40,820 May 01 May 22 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 del 23.26 % en la hora 22. El PML máximo fue de $3,697/MWh en la Gerencia de Control Regional (GCR) Peninsular en la hora 22. El margen de capacidad para el BCA, después de considerar requerimientos de reservas, registró un valor mínimo del 16.30 % en la hora 21. Las importaciones máximas asignadas fueron de 120 MW en la hora 9. Las exportaciones máximas asignadas fueron de 10 MW en la hora 20. El PML máximo fue de $1,490/MWh en la hora 21. El margen de capacidad para el BCS, después de considerar requerimientos de reservas, registró un valor mínimo del 31.99 % en la hora 22. El PML máximo fue de $3,897/MWh en la hora 22. REPORTE DIARIO DEL MERCADO DEL DÍA EN ADELANTO (MDA) Monitor Independiente del Mercado (MIM) BCA 0 563 1,126 1,689 2,252 2,815 1,545 SIN 0 9,424 18,847 28,271 37,694 47,118 35,652 BCS 0 98 196 294 392 490 242 . 0 500 1,000 1,500 2,000 599 SIN 0 6,000 12,000 18,000 24,000 30,000 16,853 38,567 623 537 1,707 Precio Medio Ponderado de Zona de Carga, promedio diario [$/MWh] 1,767 279 BCA Año actual Año anterior 1,363 1,563 1,763 1,963 2,163 May 01 May 22 Día de operación: 22 may 2020 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 (%) BCS SIN BCA 22 22 21 31.99 23.26 16.30 32.04 30.80 14.68 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 El 21 de mayo se presentaron 2 Estados Operativos de Alerta en Tiempo Real: 1 en la GCR Noroeste y 1 en la GCR Noreste. El 21 de mayo a las 06:17 h la GCR Noreste se declara en Estado Operativo de Emergencia en la Zona Nuevo Laredo, al tener carga afectada por salida de servicio de líneas detransmisión de la zona debido a condiciones meteorológicas. Enlace El 21 de mayo a las 22:19 h la GCR Noreste se declara en Estado Operativo de Emergencia en la Zona Huasteca, al tener carga afectada por salida de servicio de líneas detransmisión de la zona debido a condiciones meteorológicas. Enlace

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22/5/2020 Reporte 1

1/1

BCS

Año actual Año anterior

261

271

281

291

301

311

321

May 01 May 22

BCA 0.00

BCS 0.00

SIN 0.00

BCS

0

90

180270

360

450

212

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

32,820

34,820

36,820

38,820

40,820

May 01 May 22

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 del

23.26 % en la hora 22. El PML máximo fue de $3,697/MWh en la Gerencia de Control Regional (GCR) Peninsular en

la hora 22.

El margen de capacidad para el BCA, después de considerar requerimientos de reservas, registró un valor mínimo del

16.30 % en la hora 21. Las importaciones máximas asignadas fueron de 120 MW en la hora 9. Las exportaciones

máximas asignadas fueron de 10 MW en la hora 20. El PML máximo fue de $1,490/MWh en la hora 21.

El margen de capacidad para el BCS, después de considerar requerimientos de reservas, registró un valor mínimo del

31.99 % en la hora 22. El PML máximo fue de $3,897/MWh en la hora 22.

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

1,545

SIN

0

9,424

18,847 28,271

37,694

47,118

35,652

BCS

0

98

196 294

392

490

242

.

0

500

1,000

1,500

2,000

599

SIN

0

6,000

12,00018,000

24,000

30,000

16,853

38,567

623 537 1,707

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

1,767

279

BCA

Año actual Año anterior

1,363

1,563

1,763

1,963

2,163

May 01 May 22

Día de operación: 22 may 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

22

22

21

31.99

23.26

16.30

32.04

30.80

14.68

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

El 21 de mayo se presentaron 2 Estados Operativos de Alerta en Tiempo Real: 1 en la GCR Noroeste y 1 en la GCR

Noreste.

El 21 de mayo a las 06:17 h la GCR Noreste se declara en Estado Operativo de Emergencia en la Zona Nuevo

Laredo, al tener carga afectada por salida de servicio de líneas detransmisión de la zona debido a condiciones

meteorológicas. Enlace

El 21 de mayo a las 22:19 h la GCR Noreste se declara en Estado Operativo de Emergencia en la Zona Huasteca, al

tener carga afectada por salida de servicio de líneas detransmisión de la zona debido a condiciones meteorológicas.

Enlace

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22/5/2020 SIN 1

1/1

Precios de Servicios Conexos RREG, 24 horas (SIN)

0

100

200

300

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

3,445.00

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

99.64

0.36

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

99.73

0.27

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

99.94

0.06

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

98.42

1.40

0.05

0.00

0.13

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

Rese

rvas

Asg

inad

as

[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

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

TAMAULIPAS

COZUMEL

ALTAMIRA

3,697.00

235.00

681.20

589.52

160.30

-33.78

2,855.08

-321.10

22

16

08COZ-34.5

06MMD-230

1

1

1

1

1

1

2

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

0

20,000

40,000

Hora

So

luci

ón

de p

ote

nci

a [

MW

]

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

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io [

$/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

Despacho y asignación por tipo de generación, 30 días (SIN)

0

500,000

1,000,000

Fecha

Su

ma d

e s

olu

ció

n d

e p

ote

nci

a [

MW

h]

26 abr 03 may 10 may 17 may

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 %]

22 may 2020

Componentes del PML

Precios de otros Servicios Conexos, 24 horas (SIN)

0

10

20

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

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22/5/2020 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)

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

ed

io d

iari

o [

$/M

Wh

]

ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019

PML PML año anterior

15 may 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

1,000,000En

erg

ía I

nyect

ad

a [

MW

h]

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

(MT

R-M

DA

)/M

DA

[%

]

jul 2019 sep 2019 nov 2019 ene 2020 mar 2020 may 2020

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

CIL

HI

IMP

NP

RN

TE

22

22

22

22

22

22

5,316.65

9,491.64

25.00

3,451.26

592.20

33,887.69

126,364.40

220,371.84

504.00

89,263.86

51,437.00

814,119.80

Total 22 52,764.44 1,302,060.90

Tipo de Tecnología Hora Pico Proporción [%]

Carboeléctrica

Ciclo Combinado

Combustión Interna

Importación

Térmica Convencional

Turbo Gas

22

22

22

22

22

22

10.53

68.42

0.00

0.00

15.79

5.26

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.

Día de operación: 22 may 2020

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22/5/2020 BCA 1

1/1

Precios de otros Servicios Conexos, 24 horas (BCA)

0

2

4

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

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

1.33

98.67

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

3.22

96.78

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

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

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

ENSENADA

1,490.00

366.00

1,362.71

372.59

127.03

-6.83

0.00

0.00

21

4

07SMN-115

07JOV-230

1

1

1

1

1

1

4

PML promedio, 24 horas (BCA)

0

200

400

600

800

1,000

1,200

Hora

PM

L p

rom

ed

io [

$/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

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

Rese

rvas

Asg

inad

as

[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

TE Reserva Suplementaria TE RREG

Día de operación: 22 may 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

So

luci

ón

de p

ote

nci

a [

MW

]

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

Su

ma d

e s

olu

ció

n d

e p

ote

nci

a [

MW

h]

26 abr 03 may 10 may 17 may

CIL NP RN TE IMP Reserva asignada Margen de Capacidad

Page 5: 2. NuevoReporteDiario respaldo20200420 · May 01 May 22 1 Precio Marginal Local (PML) promedio por Sistema [$/MWh] Margen de capacidad promedio del día después de reservas [MW]

22/5/2020 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

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]

0 500 1,000 1,500 2,000

Demanda MDA Demanda MTR Oferta asignada MDA Oferta asignada MTR

Convergencia de PML, media móvil 7 días (BCA)

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

200

(MT

R-M

DA

)/M

DA

[%

]

jul 2019 sep 2019 nov 2019 ene 2020 mar 2020 may 2020

PML promedio diario, promedio móvil 7 días (BCA)

0

500

1,000

1,500

2,000

PM

L p

rom

ed

io d

iari

o [

$/M

Wh

]

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

60,000En

erg

ía i

nyect

ad

a d

iari

a [

MW

h]

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

21

21

21

21

60.00

20.00

20.00

0.00

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

CIL

IMP

NP

RN

TE

21

21

21

21

21

111.65

4.00

461.50

0.00

1,923.41

2,226.27

914.00

11,076.00

347.21

44,728.64

Total 21 2,500.56 59,292.12

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 [5]

SISTEMA INTERCONECTADO BAJA CALIFORNIA

21

16

Análisis de largo plazo MDA [$/MWh y MW]

Análisis de la diferencia entre el MDA y el MTR [$/MWh, MW, y %]

Día de operación: 22 may 2020

[5]. La hora pico se define como la hora con mayor demanda en el MDA para el día analizado.

[6]. Se consideran como límites del indicador +/- 200% y se excluyen del gráfico los valores que tienden a infinito cuando el denominador incluye precios cercanos a $0/MWh

Hora

15 may 2020

[6]

Page 6: 2. NuevoReporteDiario respaldo20200420 · May 01 May 22 1 Precio Marginal Local (PML) promedio por Sistema [$/MWh] Margen de capacidad promedio del día después de reservas [MW]

22/5/2020 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

3,445.00

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

87.50

12.50

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

96.26

3.74

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

99.45

0.55

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

46.59

53.41

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 MAX

PML MIN

BAJA CALIFORNIA SUR

BAJA CALIFORNIA SUR

LORETO

LA PAZ

3,897.00

1,105.00

3,642.68

1,108.69

254.26

-3.59

0.00

0.00

22

11

07LRO-115

07OLA-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

Hora

PM

L p

rom

ed

io [

$/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

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

Rese

rvas

Asg

inad

as

[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

TE Reserva Suplementaria TE RREG

Día de operación: 22 may 2020

Componentes del PML

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

0

200

400

Hora

So

luci

ón

de p

ote

nci

a [

MW

]

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

Su

ma d

e s

olu

ció

n d

e p

ote

nci

a [

MW

h]

26 abr 03 may 10 may 17 may

CIL NP TE Reserva asignada Margen de Capacidad

Precios de otros Servicios Conexos, 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

RR10 RNRS RRS RNR10 lim

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22/5/2020 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

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

Capacidad (MW)

Pre

cio

[$

/MW

h]

0 50 100 150 200 250 300 350

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

(MT

R-M

DA

)/M

DA

[%

]

jul 2019 sep 2019 nov 2019 ene 2020 mar 2020 may 2020

PML promedio diario, promedio móvil 7 días (BCS)

0

1,000

2,000

3,000

4,000

PM

L p

rom

ed

io d

iari

o [

$/M

Wh

]

ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019

PML PML año anterior

Energía inyectada diaria, promedio móvil 7 días (BCS)

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

11,000En

erg

ía i

nyect

ad

a d

iari

a [

MW

h]

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

22

22

22

0.00

0.00

498.53

450.74

2.11

11,883.22

Total 22 498.53 12,336.07

Tipo de Tecnología Hora Pico Proporción [%]

Combustión Interna

Térmica Convencional

Turbo Gas

22

22

22

40.00

20.00

40.00

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 [7]

SISTEMA INTERCONECTADO BAJA CALIFORNIA SUR

22

22

Análisis de largo plazo MDA [$/MWh y MW]

Análisis de la diferencia entre el MDA y el MTR [$/MWh, MW, y %]

Día de operación: 22 may 2020

[7]. La hora pico se define como la hora con mayor demanda en el MDA para el día analizado.

Hora

15 may 20…

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Glosario de terminos

Precio Marginal Local (PML) promedio por Sistema.

El PML promedio del dıa (punto negro) se calcula como la media aritmetica de los promedios horarios de todoslos PML.

Verde: Desde el precio piso del Sistema hasta el PML promedio del ano anterior mas una desviacionestandar.

Amarillo: Desde el PML promedio del ano anterior mas una desviacion estandar hasta el PML pro-medio del ano anterior mas dos desviaciones estandar.

Naranja: Desde el PML promedio del ano anterior mas dos desviaciones estandar hasta el preciotope del Sistema.

Margen de Capacidad promedio del dıa despues de reservas.

Promedio de la capacidad disponible despues de satisfacer la demanda mas los requerimientos de reservas parael Dıa de Operacion.

Naranja: Desde cero hasta el promedio del 5 % de las horas del ano anterior con los valores mınimosde Margen de Capacidad.

Amarillo: Desde el promedio del 5 % de las horas del ano anterior con los valores mınimos de Margende Capacidad hasta el promedio del 45 % de las horas del ano anterior con los valoresmınimos de Margen de Capacidad.

Verde: Desde el promedio del 45 % de las horas del ano anterior con los valores mınimos de Margende Capacidad hasta 100 %.

COi=LDMaxiHI,TE+SPiCIL

+SPiNP+SPiRN

+SPiIMP

Di=SPiCIL+SPiNP

+SPiRN+SPiTE

+SPiHI+SPiIMP

MCprom=

∑24i=1

(

COi−Di−ResiHI,TE

)

24

Dondei Hora del Dıa de Operacion.COi Capacidad Ofertada para la hora i.LDMaxiHI,TE

Lımite de Despacho Economico Maximo en la hora i de la generacion HI pro-gramable y TE economica.

SPiCILSolucion de Potencia en la hora i del tipo de oferta CIL.

SPiNPSolucion de Potencia en la hora i del tipo de oferta NP.

SPiRNSolucion de Potencia en la hora i del tipo de oferta RN.

SPiTESolucion de Potencia en la hora i del tipo de oferta TE

SPiHISolucion de Potencia en la hora i del tipo de oferta HI.

SPiIMPSolucion de Potencia en la hora i de IMP asignadas.

Di Demanda para la hora i.ResiHI,TE

Reservas asignadas en la hora i de la generacion HI programable y TE economica.

MCprom Margen de Capacidad promedio del Dıa de Operacion.

Margen de Capacidad mınimo despues de reservas.

Valor mınimo de la capacidad disponible horaria despues de satisfacer la demanda mas los requerimientos dereservas para el Dıa de Operacion y promedio de los valores mınimos de la capacidad disponible horaria despuesde satisfacer la demanda mas los requerimientos de reservas de los ultimos 21 Dıas de Operacion.

MCi=

{

COi−Di−ResiHI,TECOi

}

∗100

MCMd=min{

MCi}

Dondei Hora del Dıa de Operacion.d Dıa de Operacion.MCMd Margen de Capacidad Mınimo para el Dıa de Operacion.COi Capacidad Ofertada para la hora i.Di Demanda para la hora i.ResiHI,TE

Reservas asignadas en la hora i de la generacion HI programable y TE.

MCi Margen de Capacidad en la hora i.

Demanda pico.

Evolucion del valor maximo de la demanda horaria en el MDA para los ultimos 21 Dıas de Operacion comparadacon los mismos 21 Dıas de Operacion del ano anterior.

Di ={

SPiCIL+ SPiNP

+ SPiRN+ SPiHI

+ SPiTE+ SPiIMP

}

Dmaxd=max

{

Di}

Dondei Hora del Dıa de Operacion.d Dıa de Operacion.Di Demanda la hora i para el Dıa de Operacion.SPiCIL

Solucion de Potencia en la hora h del tipo de oferta CIL.

SPiNPSolucion de Potencia en la hora h del tipo de oferta NP.

SPiRNSolucion de Potencia en la hora h del tipo de oferta RN.

SPiHISolucion de Potencia en la hora h del tipo de oferta HI.

SPiTESolucion de Potencia en la hora h del tipo de oferta TE.

SPiIMPSolucion de Potencia en la hora h de IMP asignadas.

DmaxdDemanda Pico del Dıa de Operacion.

Demanda promedio del dıa.

Promedio de la sumatoria de las Soluciones de Potencia por tipo de generacion para el Dıa de Operacion.

Naranja: Demanda promedio diaria superior al 100 % de la demanda diaria maxima del ano anterior.Amarillo: Demanda promedio diaria a partir del 50 % de la demanda diaria maxima del ano anterior

hasta el 100 % de la demanda diaria maxima del ano anterior.Verde: Demanda promedio diaria inferior al 50 % de la demanda diaria maxima del ano anterior.

Dprom=

∑24i=1

(

SPiCIL+SPiNP

+SPiRN+SPiHI

+SPiTE+SPiIMP

)

24

DondeDprom Demanda promedio para el Dıa de Operacion.i Hora del Dıa de Operacion.SPiCIL

Solucion de Potencia en la hora i del tipo de oferta CIL.

SPiNPSolucion de Potencia en la hora i del tipo de oferta NP.

SPiRNSolucion de Potencia en la hora i del tipo de oferta RN.

SPiHISolucion de Potencia en la hora i del tipo de oferta HI.

SPiTESolucion de Potencia en la hora i del tipo de oferta TE.

SPiIMPSolucion de Potencia en la hora i de IMP asignadas.

Cortes de energıa de la solucion del MDA.

Sumatoria de los Cortes de Energıa en la solucion del MDA. Cuando se presentan cortes de energıa, los preciostienden a ser iguales o cercanos al precio tope del sistema.

Ce =∑24

i=1 Cortei

Dondei Hora del Dıa de Operacion.Ce Sumatoria de Cortes de Energıa para el Dıa de Operacion.Cortei Corte de Energıa en la hora i del Dıa de Operacion.

PML maximo y mınimo.

Informacion de los NodosP en los cuales se registraron los PML maximo y mınimo del Sistema en el Dıa deOperacion.

PML promedio, 24 horas.

PML promedio horario del MDA para el Dıa de Operacion en el sistema.

Asignacion por tipo de reserva y tipo de generacion, 24 horas.

Asignacion por tipo de Reserva de Regulacion y Reserva Suplementaria del tipo de generacion Termica economicae Hidroelectrica programable.

RSiTE=RNR10iTE

+RR10iTE+RNRSiTE

+RRSiTE

RSiHI=RNR10iHI

+RR10iHI+RNRSiHI

+RRSiHI

Dondei Hora del Dıa de Operacion.RSiTE

Reserva Suplementaria asignada en la hora i de la generacion TE economica.

RSiHIReserva Suplementaria asignada en la hora i de la generacion HI programable.

RNR10iTEReserva No Rodante de 10 minutos asignada en la hora i de la generacion TEeconomica.

RNR10iHIReserva No Rodante de 10 minutos asignada en la hora i de la generacion HIprogramable.

RR10iTEReserva Rodante de 10 minutos asignada en la hora i de la generacion TEeconomica.

RR10iHIReserva Rodante de 10 minutos asignada en la hora i de la generacion HI pro-gramable.

RNRSiTEReserva No Rodante Suplementaria asignada en la hora i de la generacion TEeconomica.

RNRSiHIReserva No Rodante Suplementaria asignada en la hora i de la generacion HIprogramable.

RRSiTEReserva Rodante Suplementaria asignada en la hora i de la generacion TEeconomica.

RRSiHIReserva Rodante Suplementaria asignada en la hora i de la generacion HI pro-gramable.

Despacho y asignacion por tipo de generacion, 24 horas.

Despacho economico horario por tipo de oferta incluyendo el requerimiento de reserva asignada y la capacidaddisponible no asignada en el MDA para el Dıa de Operacion en el sistema.

SPCILiSPNPiSPRNiSPTEiSPHIi

SPIMPiResiMCi

Dondei Hora del Dıa de Operacion.SPCIL Solucion de Potencia del tipo de oferta CILen la hora i.SPNP Solucion de Potencia del tipo de oferta NP en la hora i.SPRN Solucion de Potencia del tipo de oferta RN en la hora i.SPTE Solucion de Potencia del tipo de oferta TE en la hora i.SPHI Solucion de Potencia del tipo de oferta HI en la hora i.SPIMP Solucion de Potencia en la hora i de IMP asignadas.Resi Reservas asignadas en la hora i.MCi Margen de Capacidad en la hora i.

Precios de Servicios Conexos RREG, 24 horas.

Precio promedio horario de Reservas de Regulacion Secundaria de Frecuencia en el MDA para el Dıa de Operacionen el sistema.

8

Page 9: 2. NuevoReporteDiario respaldo20200420 · May 01 May 22 1 Precio Marginal Local (PML) promedio por Sistema [$/MWh] Margen de capacidad promedio del día después de reservas [MW]

Precios de otros Servicios Conexos, 24 horas.

Precio promedio horario de Reservas Rodantes de 10 minutos, Reservas No Rodantes de 10 minutos, ReservasRodantes Suplementarias y Reservas No Rodantes Suplementarias en el MDA para el Dıa de Operacion en elsistema.

Despacho y asignacion por tipo de generacion, 30 dıas.

Sumatoria diaria del despacho economico por tipo de oferta incluyendo el requerimiento de reserva asignada yla capacidad disponible no asignada en el MDA para los ultimos 30 Dıas de Operacion en el Sistema.

SPCILd=

∑24i=1 SPCILi

SPNPd=

∑24i=1 SPNPi

SPRNd=

∑24i=1 SPRNi

SPTEd=

∑24i=1 SPTEi

SPHId=

∑24i=1 SPHIi

SPIMPd=

∑24i=1 SPIMPi

Resd=∑24

i=1 Resi

MCd=∑24

i=1 MCi

Donde

d Dıa de Operacion.i Hora del Dıa de Operacion.SPCILd

Solucion de Potencia del tipo de oferta CIL para el Dıa de Operacion d.

SPCILiSolucion de Potencia del tipo de oferta CIL para la hora i del Dıa de Operacion.

SPNPdSolucion de Potencia del tipo de oferta NP para el Dıa de Operacion d.

SPNPiSolucion de Potencia del tipo de oferta NP para la hora i del Dıa de Operacion.

SPRNdSolucion de Potencia del tipo de oferta RN para el Dıa de Operacion d.

SPRNiSolucion de Potencia del tipo de oferta RN para la hora i del Dıa de Operacion.

SPTEdSolucion de Potencia del tipo de oferta TE para el Dıa de Operacion d.

SPTEiSolucion de Potencia del tipo de oferta TE para la hora i del Dıa de Operacion.

SPHIdSolucion de Potencia del tipo de oferta HI para el Dıa de Operacion d.

SPHIiSolucion de Potencia del tipo de oferta HI para la hora i del Dıa de Operacion.

SPIMPdSolucion de Potencia en el Dıa de Operacion d de IMP asignadas.

SPIMPiSolucion de Potencia de la hora i de IMP asignadas en el Dıa de Operacion.

Resd Reservas asignadas para el Dıa de Operacion d.Resi Reservas asignadas en la hora i para el Dıa de Operacion.MCd Margen de Capacidad para el Dıa de Operacion d.MCi Margen de Capacidad en la hora i para el Dıa de Operacion.

Distribucion del PML para el Dıa de Operacion.

Comparativo de la distribucion de los PML (NodoP-hora) del MDA para el Dıa de Operacion, 7 dıas previos,promedio de los ultimos 21 Dıas de Operacion y promedio de los 21 Dıas de Operacion equivalentes del anoprevio.

Curva de oferta asignada y demanda, hora pico.

Estimacion del precio de cierre del mercado a partir de los siguientes supuestos:

a. Solo se consideran Ofertas de Compra y Ofertas de Venta asignadas.b. Solo se analizan las UCE cuya Solucion de Potencia es mayor que cero.c. No se incluye en el calculo la asignacion ni los requerimientos de reservas.d. El rango ofertado despachable de las UCE hidroelectricas (HI) se calcula como la diferencia entre el

Lımite de Despacho Economico Mınimo y Maximo.e. Se estima que la energıa base (precio cero) corresponde a la sumatoria de los tres elementos siguientes:

(1) Lımites Mınimos de Despacho Economico de las Ofertas de Venta HI (2) Solucion de Potenciade las Ofertas de Venta CIL, NP y RN y (3) Valor mınimo entre los Lımites Mınimos de DespachoEconomico y la Solucion de Potencia de las Ofertas de Venta TE.

f. Se considera que la demanda maxima es inflexible.g. Solo se incluyen las Ofertas de Importacion asignadas. Las importaciones asignadas por Confiabilidad

son consideradas a precio cero.

Unidades de Central Electrica despachadas parcialmente por tipo de tecno-logıa.

Porcentaje de las UCE por tipo de tecnologıa termica que se encuentran asignadas entre el Lımite de DespachoEconomico Mınimo y el Lımite de Despacho Economico Maximo. Se descarta del analisis las UCE HI.

DPTh=

UCEjUCETE

∗ 100

DondeDPTh

Despacho parcial por tipo de tecnologıa en la hora de Demanda Pico.

j Grupo de tecnologıa perteneciente al tipo de oferta TEh Hora de Demanda Pico.UCEj Numero de UCE de un grupo de tecnologıa perteneciente a la oferta TE despachada

dentro de sus lımites de despacho economico.UCETE Numero total de UCE perteneciente a la oferta TE dentro de sus lımites de despacho

economico.

Capacidad y energıa ofertada por tipo de generacion.

Suma de la capacidad ofertada por tipo de Oferta de Venta para la hora en que se registro la demanda maximay la Solucion de Potencia por tipo de Oferta de Venta en el MDA para el Dıa de Operacion.

Caph=

SPCILhSPNPhSPNPhLDMaxTEhLDMaxHIhSPIMPh

Dondeh Hora de Demanda Pico.Caph Capacidad en la hora h.SPCILh

Solucion de Potencia del tipo de oferta CIL en la hora h.

SPNPhSolucion de Potencia del tipo de oferta NP en la hora h.

SPRNhSolucion de Potencia del tipo de oferta RN en la hora h.

LDMaxTEhLımite de Despacho Economico Maximo del tipo de oferta TE economica en la horah.

LDMaxHIhLımite de Despacho Economico Maximo del tipo de oferta HI programable en la horah.

SPIMPhSolucion de Potencia en la hora h de IMP asignadas.

ED=

∑24i=1 SPCILi

∑24i=1 SPNPi

∑24i=1 SPRNi

∑24i=1 LDMaxTEi

∑24i=1 LDMaxHIi

∑24i=1 SPIMPi

Dondei Hora del Dıa de Operacion.ED Energıa diaria.SPiCIL

Solucion de Potencia en la hora i del tipo de oferta CIL.

SPiNPSolucion de Potencia en la hora i del tipo de oferta NP.

SPiRNSolucion de Potencia en la hora i del tipo de oferta RN.

LDMaxTEiLımite de Despacho Economico Maximo del tipo de oferta TE economica en la horai.

LDMaxHIiLımite de Despacho Economico Maximo del tipo de oferta HI programable en la horai.

SPiIMPSolucion de Potencia en la hora i de IMP asignadas.

PML promedio diario, promedio movil 7 Dias.

Comparativo entre el promedio movil de 7 dıas del PML promedio diario en el MDA para el ano en curso y elano inmediato anterior.

PML7d=

∑6k=0 PMLd−k

7

DondePML7d PML promedio movil 7 dıas.d Dıa de Operacion.k Numero de dıas anteriores al Dıa de Operacion actual.PMLd−k PML promedio del k-esimo dıa previo al Dıa de Operacion actual.

Energıa Inyectada Diaria, Promedio Movil 7 Dıas.

Comparativo entre el promedio movil de 7 dıas de la sumatoria de Energıa Inyectada en el MDA para el ano encurso y el ano inmediato anterior.

EId = SPCILd+ SPNPd

+ SPRNd+ SPTEd

+ SPHId+ SPIMPd

EI7d=

∑6k=0 EId−k

7

Donde

EId Energıa Inyectada para el Dıa de Operacion.d Dıa de Operacion.k Numero de dıas anteriores al Dıa de Operacion actual.SPCILd

Solucion de Potencia del tipo de oferta CIL para el Dıa de Operacion d.

SPNPdSolucion de Potencia del tipo de oferta NP para el Dıa de Operacion d.

SPRNdSolucion de Potencia del tipo de oferta RN para el Dıa de Operacion d.

SPTEdSolucion de Potencia del tipo de oferta TE para el Dıa de Operacion d.

SPHIdSolucion de Potencia del tipo de oferta HI para el Dıa de Operacion d.

SPIMPdSolucion de Potencia de IMP asignadas para el Dıa de Operacion d.

EI7d Energıa Inyectada promedio movil 7 dıas.EId−k Energıa Inyectada promedio del k-esimo dıa previo al Dıa de Operacion actual.

Curva de oferta asignada y demanda en la hora pico MDA, 7 dıas atras.

Comparativo entre la estimacion del precio de cierre del MDA y el precio de cierre del MTR para la hora en quese registro la demanda maxima 7 dıas atras

Convergencia de PML, Media Movil 7 dıas.

Promedio movil de la diferencia entre el PML promedio del MTR y el PML promedio del MDA.

DIF (MDA−MTR)d=PML(MTR)d−PML(MDA)d

PML(MDA)d

DIF7d=

∑6k=0 DIF (MDA−MTR)d−k

7

Donded Dıa de Operacion.k Numero de dıas anteriores al Dıa de Operacion actual.DIF (MDA−MTR)d Diferencia entre los PML promedio del MDA y MTR para el Dıa de Operacion

d.PML(MTR)d PML promedio del MTR para el Dıa de Operacion d.PML(MDA)d PML promedio del MDA para el Dıa de Operacion d.

DIF7d Promedio movil de 7 dıas para la diferencia entre los PML del MDA y MTR.promedio .

DIF (MDA−MTR)d−k Diferencia de los PML promedio del MDA y MTR del k-esimo dıa previo alDıa de Operacion actual.

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