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Sistema Interconectado Nacional

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Academic year: 2021

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(1)

Sistema Interconectado Nacional

Puntos Relevantes del Mercado (07 agosto – 13 agosto)

El PML promedio en el SIN para el MDA, fue de

1,075.67 $/MWh

. Los PMLs máximo

y mínimo promedio, fueron de

2,876.70 $/MWh

y

593.33 $/MWh

, respectivamente.

Los PMLs máximo y mínimo en el MDA fueron

6,298.57 $/MWh

y

-1,388.54 $/MWh

,

los cuales se presentaron en los nodos

04AAM-115

y

03PNQ-400

, respectivamente.

El Precio promedio en Nodos Distribuidos en el SIN para el MDA fue de

1,077.27

$/MWh

. Los Precios promedio máximo y mínimo en Nodos Distribuidos fueron de

2,776.12 $/MWh

y

598.24 $/MWh

, respectivamente. Los Precios máximo y mínimo

en Nodos Distribuidos fueron

6,298.58 $/MWh

y 383.75 $/MWh,

los cuales se

presentaron en las Zonas de Carga

Monterrey

y

Tampico

, respectivamente.

De la totalidad de la energía despachada en el MDA,

70.84%

proviene de Centrales

Térmicas,

10.81%

se abastece de Centrales con Contratos de Interconexión

Legados,

7.35%

proviene de Centrales No Despachables,

10.88%

proviene de

Centrales Hidroeléctricas y el

0.11%

restantes, es obtenida a través de Centrales

Renovables.

La disponibilidad de ofertas presentadas en el MDA, proviene de: Oferta Térmica

64.67%

, Oferta Hidroeléctrica

20.88%

, Oferta CIL

8.55%

, Oferta No Despachable

5.81%

y Oferta Renovable

0.09%

.

El costo total de producción del MDA, fue de:

$3,337’281,999.94

, el cual está

integrado por

$2,668’009,681.13

, proveniente de Centrales Térmicas y

$669’272,318.81

proveniente de Centrales Hidroeléctricas, asignadas por Costo de

Oportunidad.

El Costo de Oportunidad promedio en el SIN para el MDA fue de

1,006.83 $/MWh

.

Los Costos de Oportunidad máximo y mínimo promedio fueron de

2,034.20 $/MWh

y

732.60 $/MWh

, respectivamente. Los Costos de Oportunidad máximo y mínimo

en el MDA fueron de

3,303.51 $/MWh

y

395.36 $/MWh

, respectivamente.

Los cuatro principales enlaces congestionados en el MDA son

4-4 PGD-EPM

,

6-5

ENL RAP-LAJ, _0-11 NRI-NCG

y

2-5 ATS MFA 400/230

. El costo marginal

promedio de los enlaces son:

181.91 $/MWh

,

195.64 $/MWh

,

470.01 $/MWh

y

913.02 $/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

1,050.16 – 13.65

96.34 – 12.69

Regulación

1,081.27 – 6.90

728.06 – 442.31

10 minutos

o

Zona 2

.

Precios (Max – Min) $/MW-h

MW Asignados (Max – Min)

Tipo de Reserva

2,309.01 – 274.92

372.47 – 90.98

Regulación

(2)

o

Zona 3

.

Precios (Max – Min) $/MW-h

MW Asignados (Max – Min)

Tipo de Reserva

1,297.86 – 10.03

156.29 – 21.86

Regulación

1,312.87 – 4.61

465.61 – 164.38

10 minutos

o

Zona 4

.

Precios (Max – Min) $/MW-h

MW Asignados (Max – Min)

Tipo de Reserva

7,575.03 – 9.58

47.42 – 1.30

Regulación

6,415.38 – 6.12

161.02 – 79.56

10 minutos

Causas de los incrementos/decrementos en los PML (Tabla 1).

Tabla 1. Novedades Relevantes del Mercado

Fecha del evento

Descripción

07 de agosto

Sin novedad.

08 de agosto

Se aplica la disposición prevista en la Base 9.1.9, incido c), para calcular el precio tope

de los PMLs; el cual se fijará en el costo de producción de la Unidad de Central Eléctrica

de mayor costo en el SIN.

Indisponibilidad por un total de 567 MW, derivado de:

1. Salida de emergencia por fuga de vapor en línea de alta presión en dos

unidades térmicas, ambas correspondientes a la Gerencia de Control Regional

Noroeste.

2. Salida de emergencia por bajo flujo en bomba de circulación de una unidad

térmica, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Occidental.

09 de agosto

Indisponibilidad por un total de 714 MW, derivado de:

1. Salida de emergencia por fuga en recalentador y salida de emergencia por

fuga en caldera de dos unidades térmicas, ambas correspondiente a la

Gerencia de Control Regional Noreste.

2. Salida de emergencia por cierre critico de combustible y salida de emergencia

por voltaje en compresor de gas en dos unidades térmicas, ambas

correspondiente a la Gerencia de Control Regional Central.

10 de agosto

Indisponibilidad por un total de 1,060 MW, derivado de:

1. Salida de emergencia por fuga en caldera de dos unidades térmicas, ambas

correspondientes a la Gerencia de Control Regional Noreste.

2. Salida de emergencia por falla en dos unidades térmicas, quedan en licencia

para revisión, ambas correspondientes a la Gerencia de Control Regional

Peninsular.

3. Salida de emergencia por falla en comprensor de gas de una unidad térmica,

correspondiente a la Gerencia de Control Regional Central.

11 de agosto

Indisponibilidad por un total de 650 MW, derivado de:

1. Salida de emergencia por enfriamiento de la turbina de vapor de una unidad

térmica, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Peninsular.

2. Salida de emergencia para revisión del generador de vapor de una unidad

térmica, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Oriental.

3. Salida de emergencia por falla en Regulador Automático de Voltaje en una

unidad térmica, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Norte.

12 de agosto

Indisponibilidad por un total de 700 MW, derivado de:

1. Salida por alta contaminación de Cloruro por tubos rotos en caja del

condensador en una unidad térmica, correspondiente a la Gerencia de Control

Regional Oriental.

2. Salida de emergencia por fuga en caldera de una unidad térmica,

correspondiente a la Gerencia de Control Regional Noreste.

13 de agosto

Indisponibilidad por un total de 250 MW, derivado de:

1. Salida para efectuar inspección mayor a unidad de turbina de gas, de vapor y

generador en una unidad térmica, correspondiente a la Gerencia Peninsular.

(3)

Figura 1. Precio Marginal Local Promedio.

Figura 2. Demanda y Generación por Tipo de Oferta.

-1,400 -400 600 1,600 2,600 3,600 4,600 5,600 6,600 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 7 de Agosto Lunes 8 de Agosto Martes 9 de Agosto Miércoles 10 de Agosto Jueves 11 de Agosto Viernes 12 de Agosto Sábado 13 de Agosto $/ M Wh Min-Max Prom 0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 30,000 35,000 40,000 45,000 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 7 de Agosto Lunes 8 de Agosto Martes 9 de Agosto Miércoles 10 de Agosto Jueves 11 de Agosto Viernes 12 de Agosto Sábado 13 de Agosto MW

(4)

Figura 3. Precios Promedio en Nodos Distribuidos Representativos.

Figura 4. Precio Promedio Semanal en Nodos Distribuidos.

-500 500 1,500 2,500 3,500 4,500 5,500 6,500 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 7 de Agosto Lunes 8 de Agosto Martes 9 de Agosto Miércoles 10 de Agosto Jueves 11 de Agosto Viernes 12 de Agosto Sábado 13 de Agosto $/ M Wh

Min-Max Culiacán CDMX Monterrey Guadalajara Hermosillo Chetumal Durango

Dirección de Administración del Mercado

Subdirección de Diseño de Mercado

Unidad de Mercado y Desarrollo

Zona de Precio Máximo Mínimo

LAGUNA GUASAVE TAMPICO

1,220.10 $ $ 1,298.77 $ 929.70 Fecha Hora PML 29/01/2016 1 MITIGADOS

1,299

$

1

1,225

$

2

1,188

$

3

1,151

$

4

1,114

$

5

1,077

$

6

1,040

$

7

1,004

$

8

967

$

9

930

$

#

MOSTRAR

(5)

Figura 5. Costos de Oportunidad Promedio Diario y Energía Hidro Máxima Diaria por Embalse.

Figura 6. Capacidad Ofertada y Capacidad Despachada por Tipo de Oferta.

0 2 4 6 8 10 12 0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 Ma za tep e c San tia go El Fu erte Te m asc al Bals as G rija lv a Zim ap an N o vi llo Ma za tep e c San tia go El Fu erte Te m asc al Bals as G rija lv a Zim ap an N o vi llo Ma za tep e c San tia go El Fu erte Te m asc al Bals as G rija lv a Zim ap an N o vi llo Ma za tep e c San tia go El Fu erte Te m asc al Bals as G rija lv a Zim ap an N o vi llo Ma za tep e c San tia go El Fu erte Te m asc al Bals as G rija lv a Zim ap an N o vi llo Ma za tep e c San tia go El Fu erte Te m asc al Bals as G rija lv a Zim ap an N o vi llo Ma za tep e c San tia go El Fu erte Te m asc al Bals as G rija lv a Zim ap an N o vi llo Domingo 7 de Agosto Lunes 8 de Agosto Martes 9 de Agosto Miércoles 10 de Agosto Jueves 11 de Agosto Viernes 12 de Agosto Sábado 13 de Agosto GWh $/ M Wh

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 7 de Agosto Lunes 8 de Agosto Martes 9 de Agosto Miércoles 10 de Agosto Jueves 11 de Agosto Viernes 12 de Agosto Sábado 13 de Agosto M Wh

(6)

Figura 7. Enlaces de Transmisión Congestionados MDA.

Figura 8. Servicios Conexos (Zona 1).

4-4 PGD-EPM 6-5 ENL RAP-LAJ _0-11 NRI-NCG 2-5 ATS MFA 400/230 4-3 SONORA NTE-SUR 6-02 ENL NES CID-LAA USA _0-17 MALPASO-TABASCO 4-12 ATS MZD _0-12 ENL MZD-JOM Frecuencia 20 13 12 8 5 4 3 1 1 CMg Prom ($/MWh) 181.91 195.64 470.01 913.02 130.34 246.18 160.24 245.37 77.64 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1,000 0 5 10 15 20 25 $/ MWH FR EC UENCI A 0 200 400 600 800 1,000 1,200 0 20 40 60 80 100 120 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 7 de Agosto Lunes 8 de Agosto Martes 9 de Agosto Miércoles 10 de Agosto Jueves 11 de Agosto Viernes 12 de Agosto Sábado 13 de Agosto $/ M W MW

Reserva de Regulación

Req (MW) Precio

(7)

Figura 9. Servicios Conexos (Zona 2).

0 200 400 600 800 1,000 1,200 0 100 200 300 400 500 600 700 800 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 7 de Agosto Lunes 8 de Agosto Martes 9 de Agosto Miércoles 10 de Agosto Jueves 11 de Agosto Viernes 12 de Agosto Sábado 13 de Agosto $/ M W MW

Reserva Rodante de 10 min

Req (MW) Precio 0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 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 7 de Agosto Lunes 8 de Agosto Martes 9 de Agosto Miércoles 10 de Agosto Jueves 11 de Agosto Viernes 12 de Agosto Sábado 13 de Agosto $/ M W MW

Reserva de Regulación

Req (MW) Precio

(8)

Figura 10. Servicios Conexos (Zona 3).

0 100 200 300 400 500 600 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 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 7 de Agosto Lunes 8 de Agosto Martes 9 de Agosto Miércoles 10 de Agosto Jueves 11 de Agosto Viernes 12 de Agosto Sábado 13 de Agosto $/ M W MW

Reserva Rodante de 10 min

Req (MW) Precio 0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 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 7 de Agosto Lunes 8 de Agosto Martes 9 de Agosto Miércoles 10 de Agosto Jueves 11 de Agosto Viernes 12 de Agosto Sábado 13 de Agosto $/ M W MW

Reserva de Regulación

Req (MW) Precio

(9)

Figura 11. Servicios Conexos (Zona 4).

0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 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 7 de Agosto Lunes 8 de Agosto Martes 9 de Agosto Miércoles 10 de Agosto Jueves 11 de Agosto Viernes 12 de Agosto Sábado 13 de Agosto $/ M W MW

Reserva Rodante de 10 min

Req (MW) Precio 0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000 9,000 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 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 7 de Agosto Lunes 8 de Agosto Martes 9 de Agosto Miércoles 10 de Agosto Jueves 11 de Agosto Viernes 12 de Agosto Sábado 13 de Agosto $/ M W MW

Reserva de Regulación

Req (MW) Precio

(10)

Figura 12. Precios de los Servicios Conexos por Zona.

0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 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 7 de Agosto Lunes 8 de Agosto Martes 9 de Agosto Miércoles 10 de Agosto Jueves 11 de Agosto Viernes 12 de Agosto Sábado 13 de Agosto $/ M W MW

Reserva Rodante de 10 min

Req (MW) Precio 10 20 30 40 50 60 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 7 de Agosto Lunes 8 de Agosto Martes 9 de Agosto Miércoles 10 de Agosto Jueves 11 de Agosto Viernes 12 de Agosto Sábado 13 de Agosto $/ M Wh

Zona 1

(11)

20 40 60 80 100 120 140 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 7 de Agosto Lunes 8 de Agosto Martes 9 de Agosto Miércoles 10 de Agosto Jueves 11 de Agosto Viernes 12 de Agosto Sábado 13 de Agosto $/ M Wh

Zona 2

Reserva de Regulación Reserva Rodante de 10 min Reserva No Rodante de 10 min Reserva Suplementaria

20 40 60 80 100 120 140 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 7 de Agosto Lunes 8 de Agosto Martes 9 de Agosto Miércoles 10 de Agosto Jueves 11 de Agosto Viernes 12 de Agosto Sábado 13 de Agosto $/ M Wh

Zona 3

(12)

Figura 13. Anexo A (Gerencias de Control Regional).

25 50 75 100 125 150 175 200 225 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 7 de Agosto Lunes 8 de Agosto Martes 9 de Agosto Miércoles 10 de Agosto Jueves 11 de Agosto Viernes 12 de Agosto Sábado 13 de Agosto $/ M Wh

Zona 4

(13)

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