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Sistema Interconectado Nacional
Puntos Relevantes del Mercado (15 enero – 21 enero)
El PML promedio en el SIN para el MDA, fue de 1,149.15 $/MWh. Los PMLs máximo
y mínimo promedio, fueron de 1,948.23 $/MWh y 523.93 $/MWh, respectivamente.
Los PMLs máximo y mínimo en el MDA fueron 6,538.02 $/MWh y 452.59 $/MWh,
los cuales se presentaron en los nodos 08CCP-115 y 04AGD-230, respectivamente.
El Precio promedio en Nodos Distribuidos en el SIN para el MDA fue de 1,172.92
$/MWh. Los Precios promedio máximo y mínimo en Nodos Distribuidos fueron de
1,976.98 $/MWh y 528.22 $/MWh, respectivamente. Los Precios máximo y mínimo
en Nodos Distribuidos fueron 6,286.56 $/MWh y 463.58 $/MWh, los cuales se
presentaron en las Zonas de Carga Mérida y Juárez, respectivamente.
De la totalidad de la energía despachada en el MDA, 68.68% proviene de Centrales
Térmicas, 18.84% se abastece de Centrales con Contratos de Interconexión
Legados, 9.11% proviene de Centrales No Despachables, 2.87% proviene de
Centrales Hidroeléctricas y el 0.50% restante, es obtenida a través de Centrales
Renovables.
La disponibilidad de ofertas presentadas en el MDA, proviene de: Oferta Térmica
58.67%, Oferta Hidroeléctrica 21.63%, Oferta CIL 12.51%, Oferta No Despachable
6.86% y Oferta Renovable 0.33%.
El costo total de producción del MDA, fue de: $3,006
’335,680.76, el cual está
integrado por $2,849
’185,877.28, proveniente de Centrales Térmicas y
$157’149,803.48 proveniente de Centrales Hidroeléctricas, asignadas por Costo de
Oportunidad.
El Costo de Oportunidad promedio en el SIN para el MDA fue de 1,164.92 $/MWh.
Los Costos de Oportunidad máximo y mínimo promedio fueron de 1,495.50 $/MWh
y 954.01 $/MWh, respectivamente. Los Costos de Oportunidad máximo y mínimo
en el MDA fueron de 1,591.16 $/MWh y 667.60 $/MWh, respectivamente.
Los cuatro principales enlaces congestionados en el MDA son 6-4 ENL VDG-RAP,
4-6 PNO-NVJ, 5-5 FVL-CGD y 4-8 LMD-GSV. El costo marginal promedio de los
enlaces son: 954.06 $/MWh, 229.39 $/MWh, 370.12 $/MWh y 201.15 $/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
914.98 – 11.58 205.00 – 30.80 Regulación
265.40 – 8.04 285.00 – 133.00 10 minutos
o Zona 2.
Precios (Max – Min) $/MW-h MW Asignados (Max – Min) Tipo de Reserva
1,824.08 – 14.19 132.00 – 25.20 Regulación
2
o Zona 3.Precios (Max – Min) $/MW-h MW Asignados (Max – Min) Tipo de Reserva
1,135.41 – 12.21 220.00 – 68.60 Regulación
612.19 – 5.21 176.00 – 80.50 10 minutos
o Zona 4.
Precios (Max – Min) $/MW-h MW Asignados (Max – Min) Tipo de Reserva
690.64 – 10.81 91.00 – 7.00 Regulación
77.72 – 5.36 85.00 – 36.40 10 minutos
Tabla 1. Novedades Relevantes del Mercado
Fecha del evento Descripción
15 de enero
Indisponibilidad por un total de 970 MW, derivado de:
1. Salida de emergencia de dos unidades térmicas por indisponibilidad de combustible, correspondientes a la Gerencia de Control Regional Peninsular. 2. Salida de una unidad térmica por mantenimiento de la sección de entrada de aire del compresor, chumaceras, rotor y terminales del estator, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Noreste.
3. Salida de emergencia de una unidad térmica por indisponibilidad de generación, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Occidental. 4. Salida de emergencia de una unidad térmica por tubos rotos, correspondiente
a la Gerencia de Control Regional Oriental.
16 de enero
Indisponibilidad por un total de 594 MW, derivado de:
1. Salida de dos unidades térmicas por oferta extemporánea de indisponibilidad al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), correspondientes a la Gerencia de Control Regional Central.
2. Salida de emergencia de una unidad térmica por falla en el sistema de control, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Oriental.
3. Salida de emergencia de una unidad térmica por presentar vibraciones en turbina, así como de otra unidad térmica por licencia para revisión, ambas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Occidental.
17 de enero
Indisponibilidad por un total de 551 MW, derivado de:
1. Salida de emergencia de una unidad térmica por licencia de indisponibilidad de gas, correspondientes a la Gerencia de Control Regional Occidental. 2. Salida de emergencia de una unidad térmica por falla de interruptor de
alimentación eléctrica de caldera, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Peninsular.
3. Salida de emergencia de una unidad térmica por alta temperatura en chumacera del compresor de gas, así como de otra unidad térmica por tubos rotos en generador de vapor, ambas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Central.
18 de enero
Indisponibilidad por un total de 1,110 MW, derivado de:
1. Salida de emergencia de una unidad térmica por presentar problemas en el rotor de la turbina de vapor, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Peninsular.
2. Salida de emergencia de una unidad térmica por tubos rotos en generador de vapor, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Central.
3. Salida de emergencia de una unidad térmica por falla en ventilador de tiro forzado, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Noroeste. 4. Salida de emergencia de una unidad térmica por daño en triturador de ceniza
de fondo, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Noreste. 19 de enero
Indisponibilidad por un total de 744 MW, derivado de:
1. Salida de emergencia de una unidad térmica por déficit de combustóleo, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Central.
3
2. Salida de emergencia de una unidad térmica por falla en combustor dañado, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Oriental.
3. Salida de emergencia de una unidad térmica por disparo de caldera, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Noreste.
20 de enero
Indisponibilidad por un total de 271 MW, derivado de:
1. Salida de emergencia de una unidad térmica para revisar fuga de gas en cuarto de turbina, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Central. 2. Salida de emergencia de una unidad térmica por indisponibilidad por restricción de gas, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Norte. 3. Salida por mantenimiento de una unidad térmica para lavado de compresor
axial, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Noreste.
21 de enero
Indisponibilidad por un total de 262 MW, derivado de:
1. Salida por mantenimiento de una unidad térmica, abre y queda en licencia para lavado de compresor, así como de otra unidad térmica que abrió por indisponibilidad al MEM, ambas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Occidental.
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Figura 1. Precio Marginal Local Promedio.Figura 2. Demanda y Generación por Tipo de Oferta. 0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 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 15 de Enero Lunes 16 de Enero Martes 17 de Enero Miércoles 18 de Enero Jueves 19 de Enero Viernes 20 de Enero Sábado 21 de Enero $ /M W h Min-Max Prom 0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 30,000 35,000 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 15 de Enero Lunes 16 de Enero Martes 17 de Enero Miércoles 18 de Enero Jueves 19 de Enero Viernes 20 de Enero Sábado 21 de Enero MW
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Figura 3. Precios Promedio en Nodos Distribuidos Representativos.Figura 4. Precio Promedio Semanal en Nodos Distribuidos.
0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 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 15 de Enero Lunes 16 de Enero Martes 17 de Enero Miércoles 18 de Enero Jueves 19 de Enero Viernes 20 de Enero Sábado 21 de Enero $ /M W h
Min-Max Juarez CDMX Monterrey Guadalajara Hermosillo Chetumal Merida
Dirección de Administración del Mercado Subdirección de Diseño de Mercado Unidad de Mercado y Desarrollo
Zona de Precio Máximo Mínimo
LAGUNA MERIDA PIEDRAS NEGRAS
1,220.10 $ $ 1,576.45 $ 686.94 Fecha Hora PML 29/01/2016 1 MITIGADOS 1,576 $ 1 1,399 $ 2 1,310 $ 3 1,221 $ 4 1,132 $ 5 1,043 $ 6 954 $ 7 865 $ 8 776 $ 9 687 $ # MOSTRAR
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Figura 5. Costos de Oportunidad Promedio Diario y Energía Hidro Máxima Diaria por Embalses y Cuencas.Figura 6. Capacidad Ofertada y Capacidad Despachada por Tipo de Oferta.
0 1 1 2 2 3 3 0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600 N o vi llo Zi m ap an San ti ago Maz at epe c Tem as cal G ri ja lva B al sas El F uer te N o vi llo Zi m ap an San ti ago Maz at epe c Tem as cal G ri ja lva B al sas El F uer te N o vi llo Zi m ap an San ti ago Maz at epe c Tem as ca l G ri ja lva B al sas El F uer te N o vi llo Zi m ap an San ti ago Maz at epe c Tem as cal G ri ja lva B al sas El F uer te N o vi llo Zi m ap an San ti ago Maz at epe c Tem as cal G ri ja lva B al sas El F u er te N o vi llo Zi m ap an San ti ago Maz at epe c Tem as cal G ri ja lva B al sas El F uer te N o vi llo Zi m ap an San ti ago Maz at epe c Tem as cal G ri ja lva B al sas El F uer te Domingo 15 de Enero Lunes 16 de Enero Martes 17 de Enero Miércoles 18 de Enero Jueves 19 de Enero Viernes 20 de Enero Sábado 21 de Enero GWh $ /M W h
Costo de Oportunidad Energía Máxima
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 15 de Enero Lunes 16 de Enero Martes 17 de Enero Miércoles 18 de Enero Jueves 19 de Enero Viernes 20 de Enero Sábado 21 de Enero M W h
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Figura 7. Enlaces de Transmisión Congestionados MDA.Figura 8. Servicios Conexos (Zona 1).
6-4 ENL VDG-RAP 4-6 PNO-NVJ 5-5 FVL-CGD 4-8 LMD-GSV 4-5 ENL PNO-COC-COT 2-8 ENL OCC-ORI _0-6 ENL PRD 6-8 ENL CPY-ALT Frecuencia 95 50 19 3 1 1 1 1 CMg Prom ($/MWh) 954.06 229.39 370.12 201.15 47.74 37.99 33.97 1,113.33 0 200 400 600 800 1,000 1,200 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 $ /M W h FRE C UE N C IA 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 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 15 de Enero Lunes 16 de Enero Martes 17 de Enero Miércoles 18 de Enero Jueves 19 de Enero Viernes 20 de Enero Sábado 21 de Enero $ /M W MW Reserva de Regulación Req (MW) Precio
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Figura 9. Servicios Conexos (Zona 2).0 50 100 150 200 250 300 0 50 100 150 200 250 300 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 15 de Enero Lunes 16 de Enero Martes 17 de Enero Miércoles 18 de Enero Jueves 19 de Enero Viernes 20 de Enero Sábado 21 de Enero $ /M W MW
Reserva Rodante de 10 min
Req (MW) Precio 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 15 de Enero Lunes 16 de Enero Martes 17 de Enero Miércoles 18 de Enero Jueves 19 de Enero Viernes 20 de Enero Sábado 21 de Enero $ /M W MW Reserva de Regulación Req (MW) Precio
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Figura 10. Servicios Conexos (Zona 3).0 50 100 150 200 250 300 350 400 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 15 de Enero Lunes 16 de Enero Martes 17 de Enero Miércoles 18 de Enero Jueves 19 de Enero Viernes 20 de Enero Sábado 21 de Enero $ /M W MW
Reserva Rodante de 10 min
Req (MW) Precio 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 15 de Enero Lunes 16 de Enero Martes 17 de Enero Miércoles 18 de Enero Jueves 19 de Enero Viernes 20 de Enero Sábado 21 de Enero $ /M W MW Reserva de Regulación Req (MW) Precio
10
Figura 11. Servicios Conexos (Zona 4).0 100 200 300 400 500 600 700 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 15 de Enero Lunes 16 de Enero Martes 17 de Enero Miércoles 18 de Enero Jueves 19 de Enero Viernes 20 de Enero Sábado 21 de Enero $ /M W MW
Reserva Rodante de 10 min
Req (MW) Precio 0 100 200 300 400 500 600 700 800 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 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 15 de Enero Lunes 16 de Enero Martes 17 de Enero Miércoles 18 de Enero Jueves 19 de Enero Viernes 20 de Enero Sábado 21 de Enero $ /M W MW Reserva de Regulación Req (MW) Precio
11
Figura 12. Costo Unitario de Servicios Conexos para Entidades Responsables de Carga.0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 1013 1619 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 15 de Enero Lunes 16 de Enero Martes 17 de Enero Miércoles 18 de Enero Jueves 19 de Enero Viernes 20 de Enero Sábado 21 de Enero $ /M W MW
Reserva Rodante de 10 min
Req (MW) Precio 0 2 4 6 8 10 12 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 15 de Enero Lunes 16 de Enero Martes 17 de Enero Miércoles 18 de Enero Jueves 19 de Enero Viernes 20 de Enero Sábado 21 de Enero $ /M W h Zona 1
12
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 15 de Enero Lunes 16 de Enero Martes 17 de Enero Miércoles 18 de Enero Jueves 19 de Enero Viernes 20 de Enero Sábado 21 de Enero $ /M W h Zona 2Reserva de Regulación Reserva Rodante de 10 min Reserva No Rodante de 10 min Reserva Suplementaria
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 15 de Enero Lunes 16 de Enero Martes 17 de Enero Miércoles 18 de Enero Jueves 19 de Enero Viernes 20 de Enero Sábado 21 de Enero $ /M W h Zona 3
