540 1,172 3,231...Térmica Convencional Turbo Gas 17 17 17 40.00 0.00 60.00 7 Hora Análisis de la...
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3/8/2020 Reporte 1 1/1 BCS Año actual Año anterior 397 417 437 457 477 Jul 13 Aug 03 BCA 0.00 BCS 0.00 SIN 0.00 BCS 0 90 180 270 360 450 132 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] Sistema Interconectado Baja California Sur (BCS) Sistema Interconectado Baja California (BCA) Sistema Interconectado Nacional (SIN) SIN Año actual Año anterior 36,798 37,798 38,798 39,798 40,798 41,798 42,798 Jul 13 Aug 03 1 Precio Marginal Local (PML) promedio por Sistema [$/MWh] Margen de capacidad promedio del día después de reservas [MW] Demanda pico [MW] 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 20.80 % en la hora 22. Se presentaron PML mayores que $5,000/MWh en la Gerencia de Control Regional (GCR) Peninsular con un promedio de $2,023/MWh y un máximo de $6,591/MWh en las horas 23 y 24. El margen de capacidad para el BCA, después de considerar requerimientos de reservas, registró un valor mínimo del 1.85 % en la hora 19. Las exportaciones máximas asignadas fueron 20 MW en la hora 7. Las importaciones máximas asignadas fueron 283 MW en la hora 16. El PML máximo fue $4,554/MWh en la hora 20. El margen de capacidad para el BCS, después de considerar requerimientos de reservas, registró un valor mínimo del 14.52 % en la hora 23. El PML máximo fue $4,432/MWh en la hora 23. El 2 de agosto se presentaron 3 Estados Operativos de Alerta en Tiempo Real: 1 en la GCR Noroeste, 1 en la GCR Norte y 1 en la GCR Noreste. REPORTE DIARIO DEL MERCADO DEL DÍA EN ADELANTO (MDA) Monitor Independiente del Mercado (MIM) BCA 0 563 1,126 1,689 2,252 2,815 2,459 SIN 0 9,424 18,847 28,271 37,694 47,118 37,042 BCS 0 98 196 294 392 490 396 . 0 500 1,000 1,500 2,000 310 SIN 0 6,000 12,000 18,000 24,000 30,000 16,569 40,922 540 1,172 3,231 Precio Medio Ponderado de Zona de Carga, promedio diario [$/MWh] 2,913 450 BCA Año actual Año anterior 2,219 2,319 2,419 2,519 2,619 2,719 2,819 2,919 Jul 13 Aug 03 Día de operación: 3 ago 2020 MW MW MW MW MW MW MW SIN MW MW SIN Cortes de energía de la solución del MDA [MWh] Sistema Hora Día de Operación (%) Promedio 21 días (%) SIN BCS BCA 22 23 19 20.80 14.52 1.85 22.46 15.73 3.77 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
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3/8/2020 Reporte 1
1/1
BCS
Año actual Año anterior
397
417
437
457
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Jul 13 Aug 03
BCA 0.00
BCS 0.00
SIN 0.00
BCS
0
90
180270
360
450
132
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]
Sistema Interconectado Baja California Sur (BCS)Sistema Interconectado Baja California (BCA)Sistema Interconectado Nacional (SIN)
SIN
Año actual Año anterior
36,798
37,798
38,798
39,798
40,798
41,798
42,798
Jul 13 Aug 03
1
Precio Marginal Local (PML) promedio por Sistema [$/MWh]
Margen de capacidad promedio del día después de reservas [MW]
Demanda pico [MW]
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
20.80 % en la hora 22. Se presentaron PML mayores que $5,000/MWh en la Gerencia de Control Regional (GCR)
Peninsular con un promedio de $2,023/MWh y un máximo de $6,591/MWh en las horas 23 y 24.
El margen de capacidad para el BCA, después de considerar requerimientos de reservas, registró un valor mínimo del
1.85 % en la hora 19. Las exportaciones máximas asignadas fueron 20 MW en la hora 7. Las importaciones máximas
asignadas fueron 283 MW en la hora 16. El PML máximo fue $4,554/MWh en la hora 20.
El margen de capacidad para el BCS, después de considerar requerimientos de reservas, registró un valor mínimo del
14.52 % en la hora 23. El PML máximo fue $4,432/MWh en la hora 23.
El 2 de agosto se presentaron 3 Estados Operativos de Alerta en Tiempo Real: 1 en la GCR Noroeste, 1 en la GCR Norte
y 1 en la GCR Noreste.
REPORTE DIARIO DEL MERCADO DEL DÍA EN ADELANTO (MDA) Monitor Independiente del Mercado (MIM)
BCA
0
563
1,126 1,689
2,252
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SIN
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9,424
18,847 28,271
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24,000
30,000
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Precio Medio Ponderado de Zona de Carga, promedio diario [$/MWh]
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BCA
Año actual Año anterior
2,2192,3192,4192,5192,6192,7192,8192,919
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Día de operación: 3 ago 2020
MW MW MW
MW MWMW
MW
SIN
MW
MW
SIN
Cortes de energía de la solución del MDA [MWh]
Sistema Hora Día de Operación (%)
Promedio 21 días (%)
SIN
BCS
BCA
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20.80
14.52
1.85
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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
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3/8/2020 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
3,710.00
7,420.00
11,130.00
14,840.00
18,550.00
22,260.00
25,970.00
29,680.00
0.00
3,710.00
7,420.00
11,130.00
14,840.00
18,550.00
22,260.00
25,970.00
29,680.00
33,390.00
[-5,000 a 0)
[0 a 3,710)
[3,710 a 7,420)
[7,420 a 11,130)
[11,130 a 14,840)
[14,840 a 18,550)
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[22,260 a 25,970)
[25,970 a 29,680)
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0.00
99.97
0.03
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
99.99
0.01
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
99.92
0.08
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
98.98
1.02
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Asignación por tipo de reserva y tipo de generación, 24 horas (SIN)
0
500
1,000
1,500
2,000
Hora
Rese
rvas
Asg
inad
as
[MW
h]
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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
PITIQUITO
6,591.00
282.00
566.40
512.80
158.02
-160.55
5,866.99
-69.76
24
12
08COZ-34.5
04MNV-230
1
1
1
1
1
1
2
Despacho y asignación por tipo de generación, 24 horas (SIN)
0
20,000
40,000
Hora
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
Hora
PM
L p
rom
ed
io [
$/M
Wh
]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Despacho y asignación por tipo de generación, 30 días (SIN)
0
500,000
1,000,000
Fecha
Su
ma d
e s
olu
ció
n d
e p
ote
nci
a [
MW
h]
05 jul 12 jul 19 jul 26 jul 02 ago
CIL NP RN TE HI IMP Reserva asignada Margen de Capacidad
PML máximo y mínimo [$/MWh]
PML, precios de Servicios Conexos, asignación y despacho [$/MWh, MW y %]
3 ago 2020
Componentes del PML
Precios de otros Servicios Conexos, 24 horas (SIN)
0
10
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Hora
Pre
cio
[$
/MW
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RR10 RNRS RRS RNR10 lim
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3/8/2020 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
8,000
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
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iari
o [
$/M
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]
ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019
PML PML año anterior
27 jul 2020
Energía inyectada diaria, promedio móvil 7 días (SIN)
600,000
650,000
700,000
750,000
800,000
850,000
900,000
950,000
1,000,000En
erg
ía I
nyect
ad
a [
MW
h]
ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019
Energía inyectada diaria Energía inyectada diaria año anterior
Convergencia de PML, media móvil 7 días (SIN)
-30
-20
-10
0
10
20
30
(MT
R-M
DA
)/M
DA
[%
]
sep 2019 nov 2019 ene 2020 mar 2020 may 2020 jul 2020
Tipo de generación Hora Pico Capacidad Hora Pico [MW] Energía Diaria [MWh]
CIL
HI
IMP
NP
RN
TE
17
17
17
17
17
17
5,893.82
9,620.94
0.00
4,260.60
3,738.20
34,715.49
131,741.91
226,808.56
0.00
90,791.09
45,923.47
836,946.20
Total 17 58,229.05 1,332,211.23
Tipo de Tecnología Hora Pico Proporción [%]
Carboeléctrica
Ciclo Combinado
Combustión Interna
Importación
Térmica Convencional
Turbo Gas
17
17
17
17
17
17
0.00
79.17
0.00
0.00
20.83
0.00
3
23
17
Hora
Hora
Análisis de la hora pico MDA [$/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
Análisis de largo plazo MDA [$/MWh y MW]
Análisis de la diferencia entre el MDA y el MTR [$/MWh, MW, y %]
Día de operación: 3 ago 2020
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3/8/2020 BCA 1
1/1
Precios de otros Servicios Conexos, 24 horas (BCA)
0
20
40
60
80
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
3,710.00
7,420.00
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18,550.00
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25,970.00
29,680.00
0.00
3,710.00
7,420.00
11,130.00
14,840.00
18,550.00
22,260.00
25,970.00
29,680.00
33,390.00
[-5,000 a 0)
[0 a 3,710)
[3,710 a 7,420)
[7,420 a 11,130)
[11,130 a 14,840)
[14,840 a 18,550)
[18,550 a 22,260)
[22,260 a 25,970)
[25,970 a 29,680)
[29,680 a 33,390)
0.00
95.83
4.17
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
0.38
97.41
1.97
0.25
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.19
98.46
0.61
0.01
0.00
0.00
0.24
0.51
0.00
0.00
Precios de Servicios Conexos RREG, RR10, y RNR10, 24 horas (BCA)
0
1,000
2,000
3,000
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
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
4,554.00
217.00
3,831.86
219.89
722.29
-2.72
0.00
0.00
20
6
07SAF-115
07JOV-230
1
1
1
1
1
1
4
PML promedio, 24 horas (BCA)
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
Hora
PM
L p
rom
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io [
$/M
Wh
]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
PML máximo y mínimo [$/MWh]
PML, precios de Servicios Conexos, asignación y despacho [$/MWh, MW y %]
SISTEMA INTERCONECTADO BAJA CALIFORNIA
Asignación por tipo de reserva, 24 horas (BCA)
0
50
100
150
200
250
300
350
Hora
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Asg
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as
[MW
h]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
TE Reserva Suplementaria TE RREG
Día de operación: 3 ago 2020
Componentes del PML
Despacho y asignación por tipo de generación, 24 horas (BCA)
0
1,000
2,000
3,000
Hora
So
luci
ón
de p
ote
nci
a [
MW
]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
CIL NP RN TE IMP Reserva asignada Margen de Capacidad
Despacho y asignación por tipo de generación, 30 días (BCA)
0
20,000
40,000
60,000
Fecha
Su
ma d
e s
olu
ció
n d
e p
ote
nci
a [
MW
h]
05 jul 12 jul 19 jul 26 jul 02 ago
CIL NP RN TE IMP Reserva asignada Margen de Capacidad
![Page 5: 540 1,172 3,231...Térmica Convencional Turbo Gas 17 17 17 40.00 0.00 60.00 7 Hora Análisis de la hora pico MDA [$/MWh, MW, MWh, y %] Unidades de Central Eléctrica despachadas parcialmente](https://reader033.fdocuments.es/reader033/viewer/2022043011/5fa62c0fe12f9932800598de/html5/thumbnails/5.jpg)
3/8/2020 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 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
8,000
9,000
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$
/MW
h]
0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500
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
[%
]
sep 2019 nov 2019 ene 2020 mar 2020 may 2020 jul 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 [
$/M
Wh
]
ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019
PML PML año anterior
Energía inyectada diaria, promedio móvil 7 días (BCA)
25,000
30,000
35,000
40,000
45,000
50,000
55,000
60,000En
erg
ía i
nyect
ad
a d
iari
a [
MW
h]
ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019
Energía inyectada diaria Energía inyectada diaria año anterior
Tipo de Tecnología Hora Pico Proporción [%]
Ciclo Combinado
Importación
Térmica Convencional
Turbo Gas
16
16
16
16
37.50
37.50
25.00
0.00
Tipo de generación Hora Pico Capacidad Hora Pico [MW] Energía Diaria [MWh]
CIL
IMP
NP
RN
TE
16
16
16
16
16
87.42
283.00
781.00
41.43
2,140.40
2,129.97
2,197.00
18,707.80
460.07
50,778.60
Total 16 3,333.25 74,273.44
5
Hora
Análisis de la hora pico MDA [$/MWh, MW, MWh, y %] Unidades de Central Eléctrica despachadas parcialmente por tipo de
tecnología
Capacidad y energía ofertadas por tipo de generación
SISTEMA INTERCONECTADO BAJA CALIFORNIA
16
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: 3 ago 2020
[1]. 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 $0/MWh
Hora
27 jul 2020
[1]
![Page 6: 540 1,172 3,231...Térmica Convencional Turbo Gas 17 17 17 40.00 0.00 60.00 7 Hora Análisis de la hora pico MDA [$/MWh, MW, MWh, y %] Unidades de Central Eléctrica despachadas parcialmente](https://reader033.fdocuments.es/reader033/viewer/2022043011/5fa62c0fe12f9932800598de/html5/thumbnails/6.jpg)
3/8/2020 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
3,710.00
7,420.00
11,130.00
14,840.00
18,550.00
22,260.00
25,970.00
29,680.00
0.00
3,710.00
7,420.00
11,130.00
14,840.00
18,550.00
22,260.00
25,970.00
29,680.00
33,390.00
[-5,000 a 0)
[0 a 3,710)
[3,710 a 7,420)
[7,420 a 11,130)
[11,130 a 14,840)
[14,840 a 18,550)
[18,550 a 22,260)
[22,260 a 25,970)
[25,970 a 29,680)
[29,680 a 33,390)
0.00
49.43
50.57
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
68.25
31.75
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
51.89
48.11
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
3.69
96.31
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Precios de Servicios Conexos RREG, 24 horas (BCS)
0
20
40
60
80
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
4,432.00
1,829.00
4,246.25
1,965.44
185.72
-136.15
0.00
0.00
23
9
07MOR-115
07GAO-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
4,000
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 [$/MWh]
SISTEMA INTERCONECTADO BAJA CALIFORNIA SUR
Asignación por tipo de reserva, 24 horas (BCS)
0
10
20
30
40
50
60
70
Hora
Rese
rvas
Asg
inad
as
[MW
h]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
TE Reserva Suplementaria TE RREG
Día de operación: 3 ago 2020
Componentes del PML
Despacho y asignación por tipo de generación, 24 horas (BCS)
0
200
400
600
Hora
So
luci
ón
de p
ote
nci
a [
MW
]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
CIL NP TE Reserva asignada Margen de Capacidad
Despacho y asignación por tipo de generación, 30 días (BCS)
0
5,000
10,000
Fecha
Su
ma d
e s
olu
ció
n d
e p
ote
nci
a [
MW
h]
05 jul 12 jul 19 jul 26 jul 02 ago
CIL NP TE Reserva asignada Margen de Capacidad
Precios de otros Servicios Conexos, 24 horas (BCS)
0
20
40
60
80
100
Hora
Pre
cio
[$
/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
RR10 RNRS RRS RNR10 lim
![Page 7: 540 1,172 3,231...Térmica Convencional Turbo Gas 17 17 17 40.00 0.00 60.00 7 Hora Análisis de la hora pico MDA [$/MWh, MW, MWh, y %] Unidades de Central Eléctrica despachadas parcialmente](https://reader033.fdocuments.es/reader033/viewer/2022043011/5fa62c0fe12f9932800598de/html5/thumbnails/7.jpg)
3/8/2020 BCS 2
1/1
Curva de oferta asignada y demanda, hora pico (BCS)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$
/MW
h]
0 100 200 300 400 500
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
7,000
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)
-30
-20
-10
0
10
20
30
40
50
(MT
R-M
DA
)/M
DA
[%
]
sep 2019 nov 2019 ene 2020 mar 2020 may 2020 jul 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 [
$/M
Wh
]
ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019
PML PML año anterior
Energía inyectada diaria, promedio móvil 7 días (BCS)
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
11,000En
erg
ía i
nyect
ad
a d
iari
a [
MW
h]
ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019
Energía inyectada diaria Energía inyectada diaria año anterior
Tipo de generación Hora Pico Capacidad Hora Pico [MW] Energía Diaria [MWh]
CIL
NP
TE
17
17
17
39.39
0.12
574.74
414.93
1.59
13,715.62
Total 17 614.25 14,132.14
Tipo de Tecnología Hora Pico Proporción [%]
Combustión Interna
Térmica Convencional
Turbo Gas
17
17
17
40.00
0.00
60.00
7
Hora
Análisis de la hora pico MDA [$/MWh, MW, MWh, y %] Unidades de Central Eléctrica despachadas parcialmente por tipo de
tecnología
Capacidad y energía ofertadas por tipo de generación
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: 3 ago 2020
Hora
27 jul 2020
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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,TE
COi
}∗100
MCMd=min{MCi
}Donde
i 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
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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=∑24
i=1 SPCILi
SPNPd=∑24
i=1 SPNPi
SPRNd=∑24
i=1 SPRNi
SPTEd=∑24
i=1 SPTEi
SPHId=∑24
i=1 SPHIi
SPIMPd=∑24
i=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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![Desaosdelsectorgeneraciónde energíaeléctricageneradoras.cl/.../118/...Barometro-del-sector.pdf · Chile enfrenta el desafío de bajar los costos de la electricidad Chile: 211 [US$/MWh]](https://static.fdocuments.es/doc/165x107/6015f2e01e70b57ce45c2dfa/desaosdelsectorgeneracinde-energael-chile-enfrenta-el-desafo-de-bajar-los.jpg)
