2018.11
Reporte Semanal del Mercado Eléctrico Mayorista
Versión Elaboró/Revisó
2018.11/1.0 BCF / FSD
Sistema Interconectado Nacional
11 al 17 de marzo del 2018
Dirección de Administración del Mercado Subdirección de Operación del Mercado Unidad de MDA y MTR
1
Puntos Relevantes del Mercado
• El PML promedio para el MDA, fue de 1,301.13 $/MWh. Los PMLs máximo y
mínimo en el MDA fueron 4,259.58 $/MWh y 379.78 $/MWh, los cuales se
presentaron en los nodos 06TEG-400 y 04AGD-230, respectivamente.
• El precio promedio en Nodos Distribuidos para el MDA fue de 1,323.09 $/MWh.
Los precios máximo y mínimo en Nodos Distribuidos fueron 3,494.92 $/MWh y
407.80 $/MWh, los cuales se presentaron en las Zonas de Carga Huasteca y
Nogales, respectivamente.
• La demanda máxima pronosticada para el MDA se presentó el día martes con un
valor de 36,193.52 MW, y la demanda mínima se presentó el día domingo con un
valor de 25,292.24 MW.
• De la totalidad de la energía despachada en el MDA, 67.72% proviene de
Centrales Térmicas, 16.22% se abastece de Centrales con Contratos de
Interconexión Legados, 7.45% proviene de Centrales No Despachables, 7.45%
proviene de Centrales Hidroeléctricas y el 1.16% restante, es obtenida a través de
Centrales Renovables.
• La disponibilidad de Ofertas presentadas en el MDA proviene de: oferta Térmica
61.66%, oferta Hidroeléctrica 19.78%, Oferta CIL 12.12%, Oferta No Despachable
5.57% y Oferta Renovable 0.87%. La máxima capacidad ofertada de esta semana
fue de 45,410 MW.
• El Costo de Oportunidad promedio para el MDA fue de 1,805.30 $/MWh. Los
Costos de Oportunidad máximo y mínimo fueron de 2,152.28 $/MWh y 1,176.49
$/MWh, los cuales se presentaron en los embalses La Yesca y El Fuerte,
respectivamente.
• Los cuatro principales enlaces congestionados en el MDA fueron: _0-22 ENL
HERMOSILLO-SIN, 6-4 ENL VDG-RAP, 6-02 ENL NES CID-LAA USA y 4-4
PGD-EPM. Los costos marginales promedio de los enlaces fueron: 534.55 $/MWh,
911.44 $/MWh, 377.83 $/MWh y 510.93 $/MWh, respectivamente.
• Los precios máximos y mínimos de los Servicios Conexos, así como el monto de
la reserva asignada, fueron:
o Zona 1.
Precios (Max – Min) $/MW-h MW Asignados (Max – Min) Tipo de Reserva
1,033.56 – 33.43 217.00 – 130.00 Regulación
975.30 – 13.53 370.00 – 214.00 10 minutos
o Zona 2.
Precios (Max – Min) $/MW-h MW Asignados (Max – Min) Tipo de Reserva
2,053.97 – 20.47 125.00 – 60.00 Regulación
203.94 – 7.45 177.00 – 100.00 10 minutos
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2
o Zona 3.
Precios (Max – Min) $/MW-h MW Asignados (Max – Min) Tipo de Reserva
1,555.14 – 62.80 144.00 – 80.00 Regulación
975.15 – 10.06 201.00 – 128.00 10 minutos
o Zona 4.
Precios (Max – Min) $/MW-h MW Asignados (Max – Min) Tipo de Reserva
903.40 – 7.00 21.00 – 7.00 Regulación
32.75 – 5.55 59.40 – 30.00 10 minutos
Tabla 1. Novedades Relevantes del Mercado Fecha del evento Descripción
11 de marzo Indisponibilidad por un total de 388 MW, derivado de: 1. Salida de emergencia de una unidad térmica para revisión por disparo,
correspondiente a la Gerencia de Control Regional Central. 2. Salida de una unidad térmica para mantenimiento, correspondiente a la
Gerencia de Control Regional Occidental. 3. Salida de emergencia de una unidad térmica por presentar excentricidad en
turbina, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Noroeste.
12 de marzo Indisponibilidad por un total de 1,304 MW, derivado de: 1. Salida de emergencia de cinco unidades térmicas, una unidad por falso
contacto en transformador de corriente del generador, tres unidades por vibraciones en una turbina, y otra unidad por fuga de hidrógeno en generador eléctrico. Salida de dos unidades hidráulicas para mantenimiento. Todas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Oriental.
2. Salida de emergencia de una unidad térmica por operación en falso de una protección de interruptor, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Occidental.
13 de marzo Indisponibilidad por un total de 999 MW, derivado de: 1. Salida de emergencia de dos unidades, una unidad hidráulica por distribuidor
fuera de posición, y una unidad térmica por alto nivel de condensado en compresor, ambas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Central.
2. Salida de emergencia de tres unidades térmicas, una unidad por fuga en recuperador de calor, y dos unidades por falla en señal de vibración en chumacera de una de las turbinas, todas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Occidental.
3. Salida de emergencia de una unidad térmica por vibración en chumacera, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Noreste.
14 de marzo Indisponibilidad por un total de 695 MW, derivado de: 1. Salida de emergencia de una unidad térmica por falla transitoria en
alimentador de distribución, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Central.
2. Salida de emergencia de una unidad térmica por fuga de agua en el enfriador de la unidad, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Oriental.
3. Salida de emergencia de una unidad térmica por daño en cableado del secundario del transformador de corriente del neutro del generador eléctrico, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Occidental.
4. Salida de emergencia de una unidad térmica por bajo nivel de agua en domo, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Noreste.
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3
15 de marzo Indisponibilidad por un total de 607 MW, derivado de: 1. Salida de emergencia de cuatro unidades térmicas, una unidad por fuga de
aceite de lubricación en turbina, una unidad por alta temperatura en chumacera superior, una unidad por fuga de gases calientes en turbina, y otra unidad por diferencia de presión en sensores de unidad, todas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Central.
2. Salida de emergencia de una unidad térmica por fuga de vapor en línea de baja presión, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Oriental.
3. Salida de emergencia de una unidad térmica para mantenimiento, correspondientes a la Gerencia de Control Regional Noreste.
16 de marzo Indisponibilidad por un total de 1,712 MW, derivado de: 1. Salida de dos unidades, una unidad térmica y una unidad hidráulica para
mantenimiento, ambas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Oriental.
2. Salida de emergencia de tres unidades, dos unidades térmicas por problemas de software, y una unidad hidráulica por daño en módulo periférico del regulador de velocidad, todas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Noroeste.
3. Salida de emergencia de tres unidades térmicas, una unidad al estar realizando pruebas de “run back” de equipos auxiliares, una unidad por vibraciones en turbina, y otra unidad por daño interno en válvula de vacío, todas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Noreste.
17 de marzo Indisponibilidad por un total de 2,083 MW, derivado de: 1. Salida de emergencia de una unidad térmica por falla de interruptor de
bomba de aceite de control de turbina, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Central.
2. Salida de emergencia de una unidad térmica por tubos rotos en el economizador, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Oriental.
3. Salida de emergencia de una unidad térmica por presentar alta vibración, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Occidental.
4. Salida de emergencia de una unidad térmica por operación en falso del relevador de protección de unidad, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Noroeste.
5. Salida de emergencia de tres unidades térmicas, una unidad por falla de posición de válvula cuaternaria de combustible, y dos unidades por falla en compresor. Salida de dos unidades térmicas para mantenimiento. Todas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Noreste.
6. Salida de emergencia de una unidad térmica por conector roto del cable de neutro del generador, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Peninsular.
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4
Figura 1. Precio Marginal Local Promedio.
Figura 2. Demanda y Generación por Tipo de Oferta.
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22
Domingo 11 de marzo
Lunes 12 de marzo
Martes 13 de marzo
Miércoles 14 de marzo
Jueves 15 de marzo
Viernes 16 de marzo
Sábado 17 de marzo
$/M
Wh
Min-Max Prom
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22
Domingo 11 de marzo
Lunes 12 de marzo
Martes 13 de marzo
Miércoles 14 de marzo
Jueves 15 de marzo
Viernes 16 de marzo
Sábado 17 de marzo
MW
ND RN CIL CC TE TG TE-IM HI Demanda
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5
Figura 3. Precios Promedio en Nodos Distribuidos Representativos.
Figura 4. Precio Promedio Semanal en Nodos Distribuidos.
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22
Domingo 11 de marzo
Lunes 12 de marzo
Martes 13 de marzo
Miércoles 14 de marzo
Jueves 15 de marzo
Viernes 16 de marzo
Sábado 17 de marzo
$/M
Wh
Min-Max Nogales CDMX Monterrey Guadalajara Hermosillo Chetumal Huasteca
Dirección de Administración del Mercado
Subdirección de Operación de Mercado
Unidad de MDA y MTR
Zona de Precio Máximo Mínimo
TEHUACAN RIVIERA MAYA CABORCA
889.17$ 1,640.97$ 678.86$
Fecha Hora PML
29/01/2016 1 MITIGADOS
1,641$ 1
1,449$ 2
1,352$ 3
1,256$ 4
1,160$ 5
1,064$ 6
967$ 7
871$ 8
775$ 9
679$ #
MOSTRAR
Dirección de Administración del Mercado Subdirección de Operación del Mercado Unidad de MDA y MTR
6
Figura 5. Costos de Oportunidad y Energía Hidro Máxima Diaria por Embalse.
Figura 6. Costos de Oportunidad y Energía Hidro Máxima Diaria por Embalse (continuación).
0
2
4
6
8
10
12
14
16
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
CR
L
INF
VIL
AN
G
MM
T
MPS
PEA
AG
M
CJN LY
E
CR
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INF
VIL
AN
G
MM
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INF
VIL
AN
G
MM
T
MPS
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CR
L
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VIL
AN
G
MM
T
MPS
PEA
AG
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CJN LY
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CR
L
INF
VIL
AN
G
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T
MPS
PEA
AG
M
CJN LY
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L
INF
VIL
AN
G
MM
T
MPS
PEA
AG
M
CJN LY
E
CR
L
INF
VIL
AN
G
MM
T
MPS
PEA
AG
M
CJN LY
E
Balsas Grijalva Santiago Balsas Grijalva Santiago Balsas Grijalva Santiago Balsas Grijalva Santiago Balsas Grijalva Santiago Balsas Grijalva Santiago Balsas Grijalva Santiago
Domingo 11 de marzo
Lunes 12 de marzo
Martes 13 de marzo
Miércoles 14 de marzo
Jueves 15 de marzo
Viernes 16 de marzo
Sábado 17 de marzo
GW
h
$/M
Wh
Costo de Oportunidad Energía Máxima
0
1
2
3
4
5
6
7
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
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te -
EF
U
Fuer
te -
HTS
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ui -
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L
Ap
ulc
o -
MZT
Pap
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MN
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L
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MZT
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o -
MZT
Pap
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MZT
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Yaq
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NV
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ulc
o -
MZT
Pap
alo
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MU
Moc
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MN
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Lunes 12 de marzo
Martes 13 de marzo
Miércoles 14 de marzo
Jueves 15 de marzo
Viernes 16 de marzo
Sábado 17 de marzo
GW
h
$/M
Wh
Costo de Oportunidad Energía Máxima
Dirección de Administración del Mercado Subdirección de Operación del Mercado Unidad de MDA y MTR
7
Figura 7. Capacidad Ofertada y Capacidad Despachada por Tipo de Oferta.
Figura 8. Enlaces de Transmisión Congestionados MDA.
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
45,000
50,000
1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22
Domingo 11 de marzo
Lunes 12 de marzo
Martes 13 de marzo
Miércoles 14 de marzo
Jueves 15 de marzo
Viernes 16 de marzo
Sábado 17 de marzo
MW
h
Disponible CIL CIL - RE HI ND RN RN - PEE TE TE - PEE
_0-22 ENLHERMOSILLO-
SIN
6-4 ENL VDG-RAP
6-02 ENL NESCID-LAA USA
4-4 PGD-EPM8-01 ENL PEN-
BEL6-03 ENL NESCUF-RRD USA
_0-16MALPASODOS
-TABASCO
2-8 ENL OCC-ORI
6-9 ENL CPY-ANP
Frecuencia 108 93 49 31 8 6 6 3 2
CMg Prom($/MWh)
534.55 911.44 377.83 510.93 674.56 110.05 1,272.05 871.25 3,303.42
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
0
20
40
60
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100
120
$/M
Wh
FREC
UEN
CIA
Dirección de Administración del Mercado Subdirección de Operación del Mercado Unidad de MDA y MTR
8
Figura 9. Servicios Conexos (Zona 1).
0
200
400
600
800
1,000
1,200
0
50
100
150
200
250
1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922
Domingo 11 de marzo
Lunes 12 de marzo
Martes 13 de marzo
Miércoles 14 de marzo
Jueves 15 de marzo
Viernes 16 de marzo
Sábado 17 de marzo
$/M
W
MW
Reserva de Regulación
Req (MW) Precio
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1,000
0
50
100
150
200
250
300
350
400
1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922
Domingo 11 de marzo
Lunes 12 de marzo
Martes 13 de marzo
Miércoles 14 de marzo
Jueves 15 de marzo
Viernes 16 de marzo
Sábado 17 de marzo
$/M
W
MW
Reserva Rodante de 10 min
Req (MW) Precio
Dirección de Administración del Mercado Subdirección de Operación del Mercado Unidad de MDA y MTR
9
Figura 10. Servicios Conexos (Zona 2).
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
0
20
40
60
80
100
120
140
1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922
Domingo 11 de marzo
Lunes 12 de marzo
Martes 13 de marzo
Miércoles 14 de marzo
Jueves 15 de marzo
Viernes 16 de marzo
Sábado 17 de marzo
$/M
W
MW
Reserva de Regulación
Req (MW) Precio
0
50
100
150
200
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0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922
Domingo 11 de marzo
Lunes 12 de marzo
Martes 13 de marzo
Miércoles 14 de marzo
Jueves 15 de marzo
Viernes 16 de marzo
Sábado 17 de marzo
$/M
W
MW
Reserva Rodante de 10 min
Req (MW) Precio
Dirección de Administración del Mercado Subdirección de Operación del Mercado Unidad de MDA y MTR
10
Figura 11. Servicios Conexos (Zona 3).
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
0
20
40
60
80
100
120
140
160
1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922
Domingo 11 de marzo
Lunes 12 de marzo
Martes 13 de marzo
Miércoles 14 de marzo
Jueves 15 de marzo
Viernes 16 de marzo
Sábado 17 de marzo
$/M
W
MW
Reserva de Regulación
Req (MW) Precio
0
100
200
300
400
500
600
700
800
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1,000
0
50
100
150
200
250
1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922
Domingo 11 de marzo
Lunes 12 de marzo
Martes 13 de marzo
Miércoles 14 de marzo
Jueves 15 de marzo
Viernes 16 de marzo
Sábado 17 de marzo
$/M
W
MW
Reserva Rodante de 10 min
Req (MW) Precio
Dirección de Administración del Mercado Subdirección de Operación del Mercado Unidad de MDA y MTR
11
Figura 12. Servicios Conexos (Zona 4).
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1,000
0
5
10
15
20
25
1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922
Domingo 11 de marzo
Lunes 12 de marzo
Martes 13 de marzo
Miércoles 14 de marzo
Jueves 15 de marzo
Viernes 16 de marzo
Sábado 17 de marzo
$/M
W
MW
Reserva de Regulación
Req (MW) Precio
0
5
10
15
20
25
30
35
0
10
20
30
40
50
60
1 4 7 101316 1922 1 4 7 1013161922 1 4 7 10131619 22 1 4 7 1013161922 1 4 7 101316 1922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013 1619 22
Domingo 11 de marzo
Lunes 12 de marzo
Martes 13 de marzo
Miércoles 14 de marzo
Jueves 15 de marzo
Viernes 16 de marzo
Sábado 17 de marzo
$/M
W
MW
Reserva Rodante de 10 min
Req (MW) Precio
Dirección de Administración del Mercado Subdirección de Operación del Mercado Unidad de MDA y MTR
12
Figura 13. Costo Unitario de Servicios Conexos para Entidades Responsables de Carga (Zona 1).
Figura 14. Costo Unitario de Servicios Conexos para Entidades Responsables de Carga (Zona 2).
0
5
10
15
20
25
30
35
1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22
Domingo 11 de marzo
Lunes 12 de marzo
Martes 13 de marzo
Miércoles 14 de marzo
Jueves 15 de marzo
Viernes 16 de marzo
Sábado 17 de marzo
$/M
Wh
Zona 1
Reserva de Regulación Reserva Rodante de 10 min Reserva No Rodante de 10 min Reserva Suplementaria
0
5
10
15
20
25
30
1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22
Domingo 11 de marzo
Lunes 12 de marzo
Martes 13 de marzo
Miércoles 14 de marzo
Jueves 15 de marzo
Viernes 16 de marzo
Sábado 17 de marzo
$/M
Wh
Zona 2
Reserva de Regulación Reserva Rodante de 10 min Reserva No Rodante de 10 min Reserva Suplementaria
Dirección de Administración del Mercado Subdirección de Operación del Mercado Unidad de MDA y MTR
13
Figura 15. Costo Unitario de Servicios Conexos para Entidades Responsables de Carga (Zona 3).
Figura 16. Costo Unitario de Servicios Conexos para Entidades Responsables de Carga (Zona 4).
0
5
10
15
20
25
30
35
40
1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22
Domingo 11 de marzo
Lunes 12 de marzo
Martes 13 de marzo
Miércoles 14 de marzo
Jueves 15 de marzo
Viernes 16 de marzo
Sábado 17 de marzo
$/M
Wh
Zona 3
Reserva de Regulación Reserva Rodante de 10 min Reserva No Rodante de 10 min Reserva Suplementaria
0
1
2
3
4
5
6
7
8
1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22
Domingo 11 de marzo
Lunes 12 de marzo
Martes 13 de marzo
Miércoles 14 de marzo
Jueves 15 de marzo
Viernes 16 de marzo
Sábado 17 de marzo
$/M
Wh
Zona 4
Reserva de Regulación Reserva Rodante de 10 min Reserva No Rodante de 10 min Reserva Suplementaria
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