336 437 1,370...El 30 de diciembre se presentaron 9 Estados Operativos de Alerta en Tiempo Real: 3...
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31/12/2019 Reporte 1 1/1 BCS Año actual Año anterior 253 263 273 283 293 303 Dec 10 Dec 31 BCA 0.00 BCS 0.00 SIN 0.00 BCS 0 90 180 270 360 450 247 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 28,068 30,068 32,068 34,068 36,068 Dec 10 Dec 31 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 38.03% en la hora 20. Se presentaron PML mayores a $5,000/MWh en el 3% de los nodos de la Gerencia de Control Regional (GCR) Peninsular durante 2 horas. El margen de capacidad para el BCA, después de considerar requerimientos de reservas, registró un valor mínimo del 31.42% en la hora 20. Las importaciones máximas asignadas fueron de 89 MW a la hora 14. El PML máximo fue de $995/MWh en el nodo 07SAF-115 a la hora 15. El margen de capacidad para el BCS, después de considerar requerimientos de reservas, registró un valor mínimo del 33.19% en la hora 19. El PML máximo fue de $1,686/MWh en el nodo 07CAF-115 a la hora 19. REPORTE DIARIO DEL MERCADO DEL DÍA EN ADELANTO (MDA) Monitor Independiente del Mercado (MIM) BCA 0 563 1,126 1,689 2,252 2,815 1,251 SIN 0 9,424 18,847 28,271 37,694 47,118 27,649 BCS 0 98 196 294 392 490 241 . 0 500 1,000 1,500 2,000 1,050 SIN 0 6,000 12,000 18,000 24,000 30,000 24,435 31,198 336 437 1,370 Precio Medio Ponderado de Zona de Carga, promedio diario [$/MWh] 1,468 297 BCA Año actual Año anterior 1,228 1,328 1,428 1,528 1,628 1,728 Dec 10 Dec 31 Día de operación: 31 dic 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 (%) SIN BCS BCA 20 19 20 38.03 33.19 31.42 32.12 24.90 20.78 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 30 de diciembre se presentaron 9 Estados Operativos de Alerta en Tiempo Real: 3 en la GCR Noreste, 2 en la GCR Noroeste, 3 en la GCR Occidental y 1 en la GCR Peninsular. El 30 de diciembre, el CENACE notificó a los usuarios del Sistema de Información del Mercado: Se notifica la republicación de los escenarios correspondientes al Día de Operación del 31 de diciembre de 2019 del Mercado del Día en Adelanto (MDA) de los Sistemas Interconectados Baja California (BCA) y Baja California Sur (BCS). Enlace
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31/12/2019 Reporte 1
1/1
BCS
Año actual Año anterior
253263273283293303
Dec 10 Dec 31
BCA 0.00
BCS 0.00
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247
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
28,068
30,068
32,068
34,068
36,068
Dec 10 Dec 31
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 38.03% en la hora 20. Se presentaron PML mayores a $5,000/MWh en el 3% de los nodos de la Gerencia de Control Regional (GCR) Peninsular durante 2 horas.
El margen de capacidad para el BCA, después de considerar requerimientos de reservas, registró un valor mínimo del 31.42% en la hora 20. Las importaciones máximas asignadas fueron de 89 MW a la hora 14. El PML máximo fue de $995/MWh en el nodo 07SAF-115 a la hora 15.
El margen de capacidad para el BCS, después de considerar requerimientos de reservas, registró un valor mínimo del 33.19% en la hora 19. El PML máximo fue de $1,686/MWh en el nodo 07CAF-115 a la hora 19.
REPORTE DIARIO DEL MERCADO DEL DÍA EN ADELANTO (MDA) Monitor Independiente del Mercado (MIM)
BCA
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563
1,126 1,689
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18,847 28,271
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BCS
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Precio Medio Ponderado de Zona de Carga, promedio diario [$/MWh]
1,468
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BCA
Año actual Año anterior
1,2281,3281,4281,5281,6281,728
Dec 10 Dec 31
Día de operación: 31 dic 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 (%)
SIN
BCS
BCA
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38.03
33.19
31.42
32.12
24.90
20.78
GeneraciónCIL - Contrato de Interconexión LegadoHI - Hidroeléctrica
IMP - ImportaciónNP - No Programable
Glosario de términos
RN - RenovableTE - Térmica
Servicios ConexosRREG - Reserva de Regulación Secundaria de FrecuenciaRR10 - Reserva Rodante de 10 MinutosRNR10 - Reserva No Rodante de 10 Minutos
RRS - Reserva Rodante SuplementariaRNRS - Reserva No Rodante Suplementaria
Máximo de la
demanda diaria del
año anterior +15%
Máximo de la
demanda diaria del
año anterior +15%
Máximo de la
demanda diaria del
año anterior +15%
BCA BCS
BCA BCS
Análisis preliminar Noticias relevantes
33,000 500
El 30 de diciembre se presentaron 9 Estados Operativos de Alerta en Tiempo Real: 3 en la GCR Noreste, 2 en la GCR Noroeste, 3 en la GCR Occidental y 1 en la GCR Peninsular.
El 30 de diciembre, el CENACE notificó a los usuarios del Sistema de Información del Mercado: Se notifica la republicación de los escenarios correspondientes al Día de Operación del 31 de diciembre de 2019 del Mercado del Día en Adelanto (MDA) de los Sistemas Interconectados Baja California (BCA) y Baja California Sur (BCS). Enlace
31/12/2019 SIN 1
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Precios de Servicios Conexos RREG, 24 horas (SIN)
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100
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[$/
MW
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SISTEMA INTERCONECTADO NACIONALDía de operación:
Distribución de PML para el día de Operación (SIN)PrecioInicial PrecioFinal Rango Día de Operación [%] 7 días atras [%] 21 días anteriores [%] 21 días anteriores, 1 año atrás [%]
-5,000.00
0.00
3,003.00
6,006.00
9,009.00
12,012.00
15,015.00
18,018.00
21,021.00
24,024.00
0.00
3,003.00
6,006.00
9,009.00
12,012.00
15,015.00
18,018.00
21,021.00
24,024.00
27,030.00
[-5,000 a 0)
[0 a 3,003)
[3,003 a 6,006)
[6,006 a 9,009)
[9,009 a 12,012)
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[24,024 a 27,030)
0.00
99.94
0.06
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0.00
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0.21
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Asignación por tipo de reserva y tipo de generación, 24 horas (SIN)
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Hora
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TE Reserva Suplementaria HI Reserva Suplementaria TE RREG HI RREG
Descripcion Estado Localidad PML [$/MWh] Energía [$/MWh] Pérdidas [$/MWh] Congestión [$/MWh] Hora Nodo # Observaciones # Horas # Nodos
PML MAX
PML MIN
QUINTANA ROO
SONORA
COZUMEL
SOYOPA
5,973.00
49.00
374.66
353.15
85.36
-140.78
5,513.00
-162.89
19
17
08COZ-34.5
04NVL-115
1
1
1
1
1
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2
Despacho y asignación por tipo de generación, 24 horas (SIN)
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Hora
Solu
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CIL NP RN TE HI IMP Reserva asignada Margen de Capacidad
PML promedio, 24 horas (SIN)
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Despacho y asignación por tipo de generación, 30 días (SIN)
0
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Fecha
Sum
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MW
h]
01 dic 08 dic 15 dic 22 dic 29 dic
CIL NP RN TE HI IMP Reserva asignada Margen de Capacidad
PML máximo y mínimo [$/MWh]
PML, precios de Servicios Conexos, asignación y despacho [$/MWh, MW y %]
31 dic 2019
Componentes del PML
Precios de otros Servicios Conexos, 24 horas (SIN)
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RR10 RNRS RRS RNR10 lim
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Curva de oferta asignada y demanda, hora pico (SIN)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
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7,000
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9,000
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
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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
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Capacidad (MW)
Pre
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[$/
MW
h]
0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 30,000 35,000 40,000
Demanda MDA Demanda MTR Oferta asignada MDA Oferta asignada MTR
PML promedio diario, promedio móvil 7 días (SIN)
0
500
1,000
1,500
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2,500
3,000
PM
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MW
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ene 2018 mar 2018 may 2018 jul 2018 sep 2018 nov 2018
PML PML año anterior
24 dic 2019
Energía inyectada diaria, promedio móvil 7 días (SIN)
600,000
650,000
700,000
750,000
800,000
850,000
900,000
950,000
1,000,000
Ener
gía
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a [M
Wh]
ene 2018 mar 2018 may 2018 jul 2018 sep 2018 nov 2018
Energía inyectada diaria Energía inyectada diaria año anterior
Convergencia de PML, media móvil 7 días (SIN)
-30
-20
-10
0
10
20
30
40
(MTR
-MD
A)/
MD
A [
%]
ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019
Tipo de generación Hora Pico Capacidad Hora Pico [MW] Energía Diaria [MWh]
CIL
HI
IMP
NP
RN
TE
20
20
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20
20
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5,949.13
9,236.60
1.00
3,289.29
669.97
33,985.27
137,929.30
226,194.44
24.00
71,814.95
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Total 20 53,131.26 1,282,935.72
Tipo de Tecnología Hora Pico Proporción [%]
Carboeléctrica
Ciclo Combinado
Combustión Interna
Importación
Térmica Convencional
Turbo Gas
20
20
20
20
20
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0.00
87.50
0.00
6.25
0.00
6.25
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Hora
Hora
Análisis de la hora pico MDA [$/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: 31 dic 2019
31/12/2019 BCA 1
1/1
Precios de otros Servicios Conexos, 24 horas (BCA)
0
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Hora
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[$/
MW
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1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
RNRS RRS lim
Distribución de PML para el día de Operación (BCA)PrecioInicial PrecioFinal Rango Día de Operación [%] 7 días atras [%] 21 días anteriores [%] 21 días anteriores, 1 año atras [%]
-5,000.00
0.00
3,003.00
6,006.00
9,009.00
12,012.00
15,015.00
18,018.00
21,021.00
24,024.00
0.00
3,003.00
6,006.00
9,009.00
12,012.00
15,015.00
18,018.00
21,021.00
24,024.00
27,030.00
[-5,000 a 0)
[0 a 3,003)
[3,003 a 6,006)
[6,006 a 9,009)
[9,009 a 12,012)
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[24,024 a 27,030)
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Precios de Servicios Conexos RREG, RR10, y RNR10, 24 horas (BCA)
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RREG RR10 RNR10
Descripcion Estado Localidad PML [$/MWh] Energía [$/MWh] Pérdidas [$/MWh] Congestión [$/MWh] Hora Nodo # Observaciones # Horas # Nodos
PML MAX
PML MIN
BAJA CALIFORNIA
BAJA CALIFORNIA
MEXICALI
MEXICALI
995.00
226.00
917.02
236.93
77.73
-11.15
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07SAF-115
07CPD-230
1
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PML promedio, 24 horas (BCA)
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Hora
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[$/
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
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Hora
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[M
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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: 31 dic 2019
Componentes del PML
Despacho y asignación por tipo de generación, 24 horas (BCA)
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Hora
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[M
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CIL NP RN TE IMP Reserva asignada Margen de Capacidad
Despacho y asignación por tipo de generación, 30 días (BCA)
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luci
ón
de
po
tenc
ia [
MW
h]
01 dic 08 dic 15 dic 22 dic 29 dic
CIL NP RN TE IMP Reserva asignada Margen de Capacidad
31/12/2019 BCA 2
1/1
Curva de oferta asignada y demanda, hora pico (BCA)
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600 1,800 2,000
Demanda MDA Oferta asignada MDA
Curva de oferta asignada y demanda en la hora pico MDA, 7 días atrás (BCA)
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600 1,800 2,000
Demanda MDA Demanda MTR Oferta asignada MDA Oferta asignada MTR
Convergencia de PML, media móvil 7 días (BCA)
-150
-100
-50
0
50
100
150
200
(MTR
-MD
A)/
MD
A [
%]
ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 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
[$/
MW
h]
ene 2018 mar 2018 may 2018 jul 2018 sep 2018 nov 2018
PML PML año anterior
Energía inyectada diaria, promedio móvil 7 días (BCA)
25,000
30,000
35,000
40,000
45,000
50,000
55,000
60,000
Ener
gía
inye
ctad
a d
iari
a [M
Wh]
ene 2018 mar 2018 may 2018 jul 2018 sep 2018 nov 2018
Energía inyectada diaria Energía inyectada diaria año anterior
Tipo de Tecnología Hora Pico Proporción [%]
Ciclo Combinado
Importación
Térmica Convencional
Turbo Gas
18
18
18
18
75.00
0.00
0.00
25.00
Tipo de generación Hora Pico Capacidad Hora Pico [MW] Energía Diaria [MWh]
CIL
IMP
NP
RN
TE
18
18
18
18
18
80.00
0.00
421.20
0.00
2,206.95
1,929.13
178.00
9,972.00
271.30
50,539.84
Total 18 2,708.15 62,890.27
5
Hora
Análisis de la hora pico MDA [$/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
18
18
Análisis de largo plazo MDA [$/MWh y MW]
Análisis de la diferencia entre el MDA y el MTR [$/MWh, MW, y %]
Día de operación: 31 dic 2019
[4]. La hora pico se define como la hora con mayor demanda en el MDA para el día analizado.
Hora24 dic 2019
31/12/2019 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
3,003.00
6,006.00
9,009.00
12,012.00
15,015.00
18,018.00
21,021.00
24,024.00
0.00
3,003.00
6,006.00
9,009.00
12,012.00
15,015.00
18,018.00
21,021.00
24,024.00
27,030.00
[-5,000 a 0)
[0 a 3,003)
[3,003 a 6,006)
[6,006 a 9,009)
[9,009 a 12,012)
[12,012 a 15,015)
[15,015 a 18,018)
[18,018 a 21,021)
[21,021 a 24,024)
[24,024 a 27,030)
0.00
100.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
100.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
91.35
8.09
0.57
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
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 [$/MWh] Hora Nodo # Observaciones # Horas # Nodos
PML MAX
PML MIN
BAJA CALIFORNIA SUR
BAJA CALIFORNIA SUR
LOS CABOS
COMONDU
1,686.00
1,055.00
1,604.53
1,121.32
81.63
-66.04
0.00
0.00
19
12
07CAF-115
07GAO-115
1
1
1
1
1
1
6
PML promedio, 24 horas (BCS)
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
Hora
PM
L p
rom
edio
[$/
MW
h]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
PML máximo y mínimo [$/MWh]
PML, precios de Servicios Conexos, asignación y despacho [$/MWh]
SISTEMA INTERCONECTADO BAJA CALIFORNIA SUR
Asignación por tipo de reserva, 24 horas (BCS)
0
10
20
30
40
50
60
70
Hora
Res
erva
s A
sgin
adas
[M
Wh]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
TE Reserva Suplementaria TE RREG
Día de operación: 31 dic 2019
Componentes del PML
Despacho y asignación por tipo de generación, 24 horas (BCS)
0
200
400
Hora
Solu
ció
n d
e p
ote
ncia
[M
W]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
CIL NP TE Reserva asignada Margen de Capacidad
Despacho y asignación por tipo de generación, 30 días (BCS)
0
5,000
10,000
Fecha
Sum
a d
e so
luci
ón
de
po
tenc
ia [
MW
h]
01 dic 08 dic 15 dic 22 dic 29 dic
CIL NP TE Reserva asignada Margen de Capacidad
Precios de otros Servicios Conexos, 24 horas (BCS)
0
50
100
150
Hora
Pre
cio
[$/
MW
h]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
RR10 RNRS RRS RNR10 lim
31/12/2019 BCS 2
1/1
Curva de oferta asignada y demanda, hora pico (BCS)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
0 50 100 150 200 250 300 350 400
Demanda MDA Oferta asignada MDA
Curva de oferta asignada y demanda en la hora pico MDA, 7 días atrás (BCS)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
0 50 100 150 200 250 300 350 400
Demanda MDA Demanda MTR Oferta asignada MDA Oferta asignada MTR
Convergencia de PML, media móvil 7 días (BCS)
-20
-10
0
10
20
30
40
50
(MTR
-MD
A)/
MD
A [
%]
ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019
PML promedio diario, promedio móvil 7 días (BCS)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
PM
L p
rom
edio
dia
rio
[$/
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
19
19
19
0.00
0.00
534.28
316.70
0.10
12,822.72
Total 19 534.28 13,139.52
Tipo de Tecnología Hora Pico Proporción [%]
Combustión Interna
Térmica Convencional
Turbo Gas
19
19
19
50.00
50.00
0.00
7
Hora
Análisis de la hora pico MDA [$/MWh, MW, MWh, y %] Unidades de Central Eléctrica despachadas parcialmente por tipo de tecnología
Capacidad y energía ofertadas por tipo de generación [4]
SISTEMA INTERCONECTADO BAJA CALIFORNIA SUR
19
19
Análisis de largo plazo MDA [$/MWh y MW]
Análisis de la diferencia entre el MDA y el MTR [$/MWh, MW, y %]
Día de operación: 31 dic 2019
[4]. La hora pico se define como la hora con mayor demanda en el MDA para el día analizado.
Hora24 dic 2019
